Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам двухфазных пен для вторичного вскрытия неоднородных по проницаемости заглинизированных пластов перфорацией в условиях аномально низких пластовых давлений. Техническим результатом является повышение эффективности вторичного вскрытия пласта перфорацией за счет использования образующейся из предлагаемого состава пены с повышенной кратностью, стабильностью, высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора, низкими значениями показателя фильтрации, улучшенными удерживающей способностью и декольматирующими свойствами, позволяющей улучшить гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом и способстствующей сохранению целостности обсадной колонны и цементного кольца. Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов, содержащий пенообразователь, ингибирующий реагент, растворитель и воду, в качестве пенообразователя и ингибирующего реагента содержит костный клей, а в качестве растворителя - гидроксид натрия или калия при следующем соотношении компонентов, мас.%: костный клей 4-6, гидроксид натрия или калия 0,2-0,5, вода остальное.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам двухфазных пен для вторичного вскрытия неоднородных по проницаемости заглинизированных пластов перфорацией в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен состав пены для перфорации, указанный в способе вскрытия продуктивного пласта в скважине, содержащий следующие компоненты, маc.%:

Хлористый аммоний 19,4

Нитрит натрия 23,6

Пенообразователь - сульфонол НП-3 2,1

Вода 54,9

Сульфаминовая кислота 0,029,

(см. а.с. №1273508 от 27.11.1984 г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ №44, 1986г.).

Недостатком указанного состава является низкая эффективность вторичного вскрытия пласта перфорацией. Обусловлено это следующими причинами: в результате взаимодействия компонентов указанного состава образуется двухфазная пена с низкой стабильностью. Способ образования пены основан на выделении газообразного агента (азота) в результате химической реакции

NH₄Cl+NaNO₂→NaCl+H₂O+N₂↑.

Это так называемый конденсационный способ образования пены. Механизм образования такой пены сложный, вследствие влияния на него множества факторов. Обязательным условием получения пены конденсационным способом является точный подсчет реагентов, вступающих в реакцию. Если нитрит натрия берется в эквивалентном соотношении или в избытке по сравнению с хлоридом аммония, то образуются окислы азота - токсичные и коррозионноактивные вещества, образующие в водных растворах азотную и азотистую кислоты. Высокая скорость синерезиса (вытекания жидкости из межпленочного пространства в пене) пены без стабилизатора приводит к быстрому увеличению объема жидкой фазы даже в период интенсивного протекания реакции (около 30 минут). Полученная двухфазная пена не обладает необходимыми вязкостными характеристиками из-за отсутствия стабилизатора, который увеличивая вязкость состава, способствовал бы замедлению процесса истечение жидкости из пены. Указанное влияет на снижение показателей стабильности пены. В скважинных условиях это приведет к быстрому повышению уровня выделяющейся из пены жидкой фазы и достаточно длительный по времени процесс вторичного вскрытия пласта перфорацией будет происходить в водной среде состава. Происходит проникновение воды в перфорационные каналы и образование зоны пониженной проницаемости вокруг перфорационных каналов. Не обладая достаточными вязкостными характеристиками, пена не способна выдерживать воздействие ударных волн, образующихся при отстреле перфорационных каналов, что в свою очередь нарушает целостность обсадной колонны и цементного кольца и как следствие межколонные и заколонные флюидопроявления, при которых часть флюида из пласта поступает не на забой скважины, а в пространство между обсадной трубой и стенкой скважины, происходит безвозвратная его потеря. Для ликвидации флюидопроявлений необходимо проведение дополнительных ремонтных работ. Образованная из указанного состава пена не обладает высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора, так как количество соли хлористого натрия, полученное в результате взаимодействия хлористого аммония и нитрита натрия, недостаточно для катионного обмена с молекулами глинистых частиц. Функция электролита - хлористого натрия в поддержании стабильности полученной пены. Однако невысоки показатели стабильности пены, так как электролит еще участвует в катионном обмене с глинистыми частицами коллектора. Указанная пена не способна удерживать продукты, загрязняющие перфорационные каналы. Содержание сульфаминовой кислоты в составе недостаточно для очистки - декольматации призабойной зоны пласта от проникших в пласт остатков после перфорации. Вышесказанное обуславливает ухудшение гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом;

- известен пенообразующий состав - среда для проведения прострелочных работ, содержащий следующие компоненты, маc.%:

Оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ)

или карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (КМОЭЦ) 0,2-1,0

Крахмал 0,05-3,00

Хлорид калия или натрия или кальция 1,0-20,0

Поверхностно-активное вещество 0,1-0,5

Вода остальное,

(см. а.с. №1724671 от 11.05.1989 по кл. С 09 К 7/02, опубл. в ОБ №13 от 07.04.1992 г.).

В качестве поверхностно-активного вещества состав содержит сульфонол и/или продукт конденсации моно- и диалкилфенолов, алкилированных полибутиленом, с окисью этилена ОП-10 и/или побочный продукт производства изопрена из изобутилена и формальдегида Т-80 и/или соединение метилсиликоната натрия ГКЖ-10 и/или модифицированный амино-парафин АНП-2.

Поверностно-активное вещество выполняет функцию пенообразователя, ОЭЦ или КМОЭЦ - стабилизатора, хлорид калия или натрия или кальция - ингибирующего реагента.

Недостатком указанного состава является низкая эффективность вскрытия продуктивных пластов перфорацией. Обусловлено это следующими причинами: образующаяся из указанного состава двухфазная пена имеет недостаточно высокие показатели пенообразующей способности (кратности) и стабильности (см. пр. №14 акта испытания).

Это связано с тем что, во-первых, при использовании компонентов в указанных количествах, а именно пенообразователя 0,1-0,5%, и при содержании электролитов - указанных хлоридов до 20%, как правило подавляется процесс пенообразования, во-вторых, наличие двух полимерных реагентов (ОЭЦ или КМОЭЦ и крахмал) способствует разжижению состава, поэтому полученная пена не обладает вязкой межпленочной структурой, тем самым уменьшается прочность пленок пены и увеличивается скорость истекания жидкости, повышаются капиллярное давление в каналах Гиббса-Плато и скорость диффузии в пене, ухудшается пенообразование - снижается кратность, а также снижается стабильность пены. Все это приведет к тому, что большая часть перфорационных работ будет проводиться уже в водной среде, что приведет к нарушению целостности обсадной колонны, деформации цементного кольца, произойдет ухудшение проницаемости коллектора, и ухудшению гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Пена должна обладать определенными реологическими свойствами для ослабления воздействия ударных волн, образующихся при отстреле перфораторов, что в свою очередь способствует сохранению целостности обсадной колонны и цементного кольца, а также ослабит проникновение в перфорационные каналы посторонних частиц и продуктов разложения взрывчатых веществ перфоратора, удерживая их во взвешанном состоянии. Невысокие вязкостные характеристики полученной пены не обеспечивают вышеуказанное.

Пена, образованная из указанного состава не обеспечивает высоких ингибирующих свойств по отношению к глинистой составляющей коллектора и декольматирующее действие на призабойную зону пласта скважины. На ингибирующие свойства должны оказывать влияние как имеющиеся в рецептуре полимеры, так и хлорид калия или натрия или кальция. Однако не обеспечивается эффективное ингибирование (см. пр. №14 акта испытаний) ввиду содержания указанных хлоридов - электролитов до 20 мас.%. При таком содержания электролитов полимер (ОЭЦ или КМОЭЦ) не способен загущать воду, а стабилизация - ингибирование глинистых частиц пород продуктивных пластов при наличии полимера, улучшается по мере того, как полимер загущает водную фазу. Так как в системе остается не прочно связанная вода, то она легко фильтруется в пласт и гидратирует глинистую составляющую коллектора, которая в свою очередь кольматирует продуктивный пласт, тем самым ухудшая фильтрационные свойства пласта. Низкие показатели ингибирования вызваны еще и тем, что имеющиеся молекулы электролита участвуют в образовании адсорбционных слоев пузырьков пены, то есть положительные и отрицательные ионы связаны с поверхностно-активным веществом и КМОЭЦ в построении непрочных адсорбционных слоев пузырька пены, но не в катионном обмене с глинистрй составляющей коллектора. Рецептура состава не обеспечивает декольматирующих свойств. Тонкодисперсные частицы крахмала, не участвующие в процессе сольватации с молекулами воды, проникают на большую глубину внутрь перфорационных каналов. Все это отрицательно сказывается на естественной проницаемости пласта, происходит нарушение гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом;

- в качестве прототипа взят пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов, содержащий следующие компоненты, мас.%:

Хлорид щелочного или щелочноземельного металла 0-50

Ингибирующая соль 0,1-10,0

Органический растворитель 0,1-10,0

Водорастворимое ПАВ 0,1-0,3

Вода остальное,

(см. патент РФ №2188843 от 23.07.2001 г. по кл. С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12, опубл. в ОБ №25, 2002 г.).

В качестве водорастворимого ПАВ используют преимущественно неонол АФ_9-12, ОП-10, нефтенол ВВД или сульфонол. ПАВ выполняет функцию пенообразователя. В качестве органического растворителя используют преимущественно спирты или гликоли, эфиры на их основе, ацетон или углеводороды, в качестве ингибирующей соли - хлорид аммония, или хлорид калия или составы на их основе.

Недостатком указанного состава является неэффективность вторичного вскрытия пласта перфорацией. Обусловлено это следующими причинами: образованная из предлагаемого состава двухфазная пена характеризуется невысокой кратностью и стабильностью. Используемые в составе органические растворители являются пеногасителями, что приводит к снижению кратности и стабильности образуемой пены. Низкая стабильность пены обусловлена и тем, что состав не содержит стабилизатор, который увеличивал бы вязкость, предотвращая тем самым истечение жидкости из пены. Ввиду последнего будет происходить фильтрация в пласт, и как следствие произойдет снижение проницаемости пласта. Полученная из указанного состава пена не обладает необходимыми реологическими свойствами, что не обеспечивает удерживающую способность. Указанная пена не способна ослаблять воздействие ударных волн, образующихся при перфорации. Вследствие чего нарушается целостность обсадной колонны и цементного кольца, ухудшается гидродинамическая связь скважины с продуктивным пластом.

Ингибирующий реагент в составе, представленный солью - хлоридом калия или хлоридом аммония, не обеспечивает высоких показателей ингибирования глинистой составляющей коллектора. Это происходит из-за неполного катионного обмена между ингибирующим реагентом и глинистыми частицами, так как наличие в составе органических растворителей не дает им полностью участвовать в катионном обмене, и как следствие снижается степень их гидрофильности, что приводит к набуханию глинистых частиц. Лишь незначительно органический растворитель участвует в декольматации. Большая часть гидратированной глины кольматирует поры пласта. Вышесказанное приводит к нарушению - ухудшению гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:

- повышается эффективность вторичного вскрытия пласта перфорацией за счет использования образующейся из предлагаемого состава пены с повышенной кратностью, стабильностью, высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора, низкими значениями показателя фильтрации, улучшенными удерживающей способностью и декольматирующими свойствами, позволяющей улучшить гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом и способствующей сохранению целостности обсадной колонны и цементного кольца.

Технический результат достигается с помощью известного пенообразующего состава для перфорации продуктивных пластов, содержащего пенообразователь, ингибирующий реагент, растворитель и воду, отличающегося тем, что он в качестве пенообразователя и ингибирующего реагента содержит костный клей, а в качестве растворителя - гидроксид натрия или калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Костный клей 4-6

Гидроксид натрия или калия 0,2-0,5

Вода остальное.

Заявляемый состав соответствует условию “новизна”.

Используют костный клей по ГОСТу 2067-93, гидроксид натрия по ГОСТу - 4328-66, гидроксид калия по ГОСТу - 4203-65.

Костный клей - белковое вещество, продукт переработки костей и сухожилий животных. По аминокислотному и элементарному составу костный клей близок к коллагену.

Элементарный состав костного клея, %:

С 50-55

Н 6,5-7,3

N 15,0-17,6

O 21,5-23,5

S 0,3-2,5

Массовая доля влаги,% не более 17

Массовая доля общего жира,% не более 3,0

Массовая доля золы,% не более 3,5.

Гидродинамическая связь между скважиной и продуктивным пластом создается в основном путем перфорации обсадной колонны.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией - один из важных процессов в системе мероприятий по заканчиванию скважин.

Как и при вскрытии пласта бурением, перфорация должна проводиться в условиях, исключающих проникновение в пласт большого количества фильтрата и промывочной жидкости. Качество жидкости, которой заполняется колонна перед перфорацией, и величина противодавления на пласт должны обеспечить сохранение естественной проницаемости призабойной зоны. Недостаток существующей практики проведения перфорации состоит в том, что жидкости, используемые при перфорации, проникают в пробитые каналы в призабойной зоне и существенно ухудшают фильтрационные свойства пласта. Кроме того, по завершении формирования канала при перфорации в него устремляются продукты разложения из активной части взрывчатых веществ перфоратора, которые могут содержать частицы пластификатора взрывчатых веществ (парафин, графит, смолы и т.д.). В канал могут внедриться также кусочки затрубного цемента, остатки резиновых герметизирующих деталей гнезда перфоратора и другие посторонние частицы. Становится совершенно очевидным, что необходимо существенно повысить качество вскрытия продуктивных пластов перфорацией как в скважинах, вводимых из бурения в эксплуатацию, так и после окончания в них ремонтно-восстановительных работ.

Молекула костного клея по химическому составу состоит из белковой части, липидов (жиров), минеральных солей и других соединений. Белковая часть молекулы костного клея представлена аминокислотами, имеющими кислые (карбоксильные) и основные аминогруппы, что придает раствору костного клея амфотерный характер. При определенных значениях водородного показателя рН в растворах костного клея преобладает диссоциация тех или других групп, что придает молекуле костного клея соответствующий заряд. Присутствие данных веществ, а также некоторых органических и неорганических соединений в растворе молекулы костного клея обуславливают его поверхностно-активные свойства. При интенсивном перемешивании костного клея с гидроксидом натрия или калия и водой происходит вспенивание - образуется двухфазная пена. Обильное вспенивание (высокая кратность) обусловлено поверхностной активностью, которая увеличивается вследствие роста сил притяжения между гидрофобными частями различных веществ в растворе костного клея. Поверхностно-активные свойства костного клея также зависят от свойств и состава аминокислот, входящих в его белковую часть, от длины и разветвленности углеводородной цепи. Аминокислоты в белковой молекуле костного клея соединены друг с другом кетоимидными (пептидными) связями (-СО-NH-), образуя длинные цепи главных валентностей - полипептидные цепи

где R', R'', R'''... - боковые группы или боковые цепи у отдельных аминокислотных остатков.

Пептидные связи образуются путем отщепления воды от карбоксильной группы одной аминокислоты и аминогруппы другой. Находящуюся в растворе макромолекулу костного клея можно рассматривать как свернутую в клубок полимерную цепь, состоящую из звеньев различной полярности. При вспенивании такая макромолекула разворачивается и располагается на поверхности раздела фаз в межпленочной жидкости. Полярные концы молекул, входящих в состав костного клея, обращены наружу в водную часть пленки пены, образуя как химические связи, так и межмолекулярные с полярными концами соседней ячейки пузырьков пены, а неполярные - вовнутрь (в воздушную часть). Дополнительно в построении адсорбционных слоев пузырька пены участвует кустарное мыло (смесь стеарата натрия или калия и глицерина), которое образуется в присутствии гидроксида натрия или калия, в результате омыления липидной (жировой) части молекулы костного клея и является поверхностно-активным веществом, что способствует увеличению пенообразования - кратности и стабильности получаемой пены. Стабильность образующейся пены оценивается по скорости вытекания жидкости из межпленочного пространства - синерезис. Низкая скорость синерезиса достигается за счет образования структурных оболочек в пленке пузырька пены с большим количеством разнообразных полярных (гидрофильных) групп, прочно удерживающих молекулы воды. Последнее приводит к снижению значений показателя фильтрации и к повышению реологических свойств (пластическая вязкость, СНС), что в свою очередь приводит к улучшению удерживающей способности.

Из предлагаемого состава образуется система с сильно развитой поверхностно-активной способностью - двухфазная пена, которая обладает повышенными ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора. Процесс ингибирования происходит за счет следующего: адсорбируясь на поверхности глинистых частиц, молекула костного клея образует пленку двухмерного геля. Молекула костного клея, дающая адсорбционные пленки с достаточной прочностью на разрыв (поверхностная прочность) обладает способностью предохранять частицы суспензии от слипания. Адсорбционная стабилизация прочными пленками усиливает молекулу кустарного мыла. Благодаря пептизирующим свойствам молекулы костного клея в пене предотвращается слипание, оседание глинистых частиц в перфорационных каналах и микротрещинах пласта, а следовательно, не нарушаются фильтрационные свойства пласта, тем самым сохраняется его естественная проницаемость. Обеспечение равномерной очистки призабойной зоны пласта от глинистого кольматанта является серьезной проблемой и основной причиной часто низкой эффективности очистки неоднородных и низкопроницаемых пластов из-за ухода составов вглубь пласта по высокопроницаемым пропласткам. Поэтому для ингибирования и декольматации (очистки) прискважиной зоны очень важным является нахождение состава в непосредственной близости к перфорационным каналам, а не проникновение его по отдельным каналам глубоко в пласт. Для обеспечения эффективной декольматации призабойной зоны пласта от остатков бурового раствора, обычно используемого при первичном вскрытии пласта, необходим перевод последних в мелкодисперсное состояние разрушением коагуляционных контактов и частично разрушением структуры глинистых частиц бурового раствора. Этому способствует влияние молекулы костного клея на разрушение гидратных слоев, которые могут образовываться на глинистой поверхности в результате проникновения фильтрата бурового раствора, используемого при бурении. Молекулы, ионы или атомы кристаллической решетки глины взаимодействуют с диполями воды. Активность этого взаимодействия определяется прежде всего характером свободных ненасыщенных поверхностных сил кристаллической решетки глины и в соответствии с этим наиболее активно данное взаимодействие проявляется для ионных сил, а наименее - для сил молекулярных. В связи с этим в непосредственной близости к поверхности образуются упорядоченные гидратные слои. Первый слой гидратной оболочки на поверхности глины образуется в результате адсорбции воды, тогда как в последующих слоях принимают участие и силы водородной связи. Пена, имеющая на своей поверхности полярные (солидофильные) группы, закрепляется на поверхности глинистой частицы, уменьшая тем самым силовые поля вокруг этой поверхности. Гидрофобные части молекулы костного клея обращаются в сторону воды и экранируют эти силовые поля. При полном покрытии глинистой составляющей коллектора пеной, образованной из предлагаемого состава, экранирующее действие усиливается. В результате этого взаимодействия между диполями воды и ионами кристаллической решетки глины уменьшается устойчивость аномальных слоев воды. Благодаря указанному пена обладает декольматирующими свойствами. Благодаря таким защитным свойствам пены в процессе проведения перфорационных работ значительная часть воды от остатков бурового раствора, которая отфильтровалась, извлекается. Кроме того, по тем же причинам извлекается также часть связанной воды. Мелкодисперсные не сцепленные глинистые частицы удаляются из призабойной зоны пласта потоком пластовых флюидов в процессе освоения и эксплуатации скважин. Улучшается гидродинамическая связь скважины с продуктивным пластом.

Использование указанной стабильной пены при проведении перфорации ослабляет воздействие ударных (взрывчатых волн), образующихся при отстреле перфоратором. Дополнительное гашение последних обеспечивается значительными вязкостными характеристиками пены, полученной из предлагаемого состава. Вязкоупругие свойства указанной пены интенсивно отражают энергию ударной (взрывной волны), гашение которой предотвращает растрескивание цементного кольца и способствует сохранению целостности обсадной колонны. Использование в качестве растворителя гидроксида натрия или калия увеличивает растворимость костного клея с образованием нового поверхностно-активного вещества кустарного мыла и способствует растворению углеводородных образований. Совместное использование растворителя и костного клея придает составу поверхностно-активные свойства, за счет которых происходит удаление загрязняющих реагентов, эффективно удерживаются во взвешанном состоянии различные дисперсионные частицы, кольматирующие призабойную зону пласта скважины. Выбор компонентов, используемых в предлагаемом составе, объясняется не только их свойствами, но и возможностью быстрого удаления из скважины после проведения перфорации.

Содержание в составе костного клея в количестве менее 4 мас.%, а гидроксида натрия или калия в количестве менее 0,2 мас.% не обеспечивает образование пены с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение.

Содержание в составе костного клея в количестве более 6 мас.%, а гидроксида натрия или калия в количестве более 0,5 мас.% нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит.

Таким образом, согласно вышесказанному обеспечивается достижение заявляемого технического результата.

Известна комплексная добавка для ячеистобетонной смеси (см. а.с. СССР №1719377 от 14.02.1990 г. по кл. С 04 В 38/02, опубл. в ОБ №10, 1992 г. Совместное действие сульфокислоты и костного клея в ее составе дает эффект воздухововлечения и стабилизации пены. Цель указанного изобретения - повышение степени закрытой пористости ячеистого бетона и снижение его теплопроводности.

По имеющимся источникам известности не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый состав соответствует условию "изобретательский уровень".

Более подробно сущность предлагаемого изобретения описывается следующими примерами.

В промысловых условиях осуществляют перфорацию на скважине №26 Пелагиадинская.

Исходные данные

Эксплуатационная колонна - 0,146 м

(толщина стенок 8 мм) 1010 м

Насосно-компрессорные трубы - 0,073 м 850 м

Искусственный забой, L 919 м

Интервал перфорации, Н_перф 853-915 м

Пластовое давление, Р_пл 1,97 МПа.

Неоднородный по проницаемости пласт представлен высокопроницаемыми алевритами и низкопроницаемыми алевролитами. Призабойная зона пласта загрязнена остатками бурового раствора.

1. Производят глушение скважины технической водой из условия создания репресии на пласт. Для этого:

величину забойного давления Р_заб определяют следующим образом:

P_заб=P_пл· 1,15,

где 1,15 - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым (см. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, М., 1998 г.).

Р_заб=1,97· 1,15=2,27 МПа,

Указанное давление обеспечит столб жидкости h от верхних перфорационных отверстий:

где ρ _ж - плотность жидкости глушения, кг/м³.

Тогда столб жидкости глушения будет находиться на уровне Н:

Н=853-231=622 м.

2. Объем жидкости глушения составляет:

где d - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Следовательно, объем жидкости глушения составляет около 4 м³.

3. Объем пенообразующего состава V_пос определяют по формуле

где Н_перф - интервал перфорации, м;

где 1,20 - коэффициент, учитывающий зону смешения разных составов (см. Временную инструкцию по глушению скважин с применением пеноэмульсий с наполнителем в условиях АНПД, Ставрополь, 2001 г).

С учетом объема буферной жидкости, равного 0,2 м³, объем пенообразующего состава составляет 1,2 м³.

4. Готовят пенообразующий состав, маc.%:

Костный клей 6

Гидроксид калия 0,5

Вода 93,5.

В мернике цементировочного агрегата типа ЦА-320М объемом 3 м³ готовят пенообразующий состав. Для приготовления состава в 1122 л воды (93,5 мас.%), растворяют 6 кг (0,5 маc.%) гидроксида калия, затем вводят 72 кг костного клея (6 мас.%) и оставляют до его полного растворения.

5. Насосно-компрессорные трубы устанавливают на уровне предполагаемых нижних перфорационных отверстий (915 м).

6. Обвязывают цементировочный агрегат ЦА-320М с задавочной линией через эжектор Д-14.

7. Последовательно закачивают в затрубное пространство скважины буферную жидкость того же состава, что и для перфорации в объеме V₁=0,15 м³ без подсоса воздуха из атмосферы, затем открывают воздушный вход на эжекторе и прокачивают V₂=1,0 м³ со свободным подсосом воздуха из атмосферы. Отсоединяют эжектор и прокачивают V₃=0,05 м³ пенообразующей жидкости.

8. Поднимают насосно-компрессорные трубы.

9. Устанавливают перфозадвижку.

10. Спускают перфоратор ПК-105 на кабеле.

11. Производят перфорацию продуктивного пласта в намеченном интервале (915-853 м).

12. Поднимают перфоратор.

13. Спускают НКТ до глубины 5-10 м выше верхних дыр.

14. Монтируют фонтанную арматуру.

15. Производят освоение скважины плавным увеличением депрессии на пласт с помощью двухфазной пены.

Дебит скважины до проведения работ составлял в среднем 90-110 тыс.м³/сут, после - 138 тыс. м³/сут.

Пример 1 (лабораторный).

Для приготовления 100 г пенообразующего состава в 95,8 мл воды, что составляет 95,8 мас.%, растворяют 0,2 г гидроксида натрия, что составляет 0,2 мас.%, затем добавляют 4 г костного клея, что составляет 4 мас.% и оставляют для полного растворения на 3 часа, после чего состав вспенивают на миксере “Воронеж”.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,3, стабильность пены - 860,2 с/см³.пластическая вязкость - 8,2 мПа· с, динамическая вязкость - 2,9 Па, СНС через 1 минуту - 6,0 Па, через 10 минут - 12,0 Па, водоотдача - 2,6 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 5,63· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,4%.

Пример 2.

Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:

Костный клей 4/4

Гидроксид калия 0,5/0,5

Вода 95,5/95,5.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,6, стабильность пены - 856,0 с/см³, пластическая вязкость - 8,9 мПа· с, динамическая вязкость - 3,2 Па, СНС через 1 минуту - 6,2 Па, через 10 минут - 12,0 Па, водоотдача - 2,4 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 4,71· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,3%.

Пример 3. Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:

Костный клей 4/4

Гидроксид натрия 0,3/0,3

Вода 95,7/95,7.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,4, стабильность пены - 852,0 с/см³, пластическая вязкость - 8,5 мПа· с, динамическая вязкость - 3,0 Па, СНС через 1 минуту - 6,0 Па, через 10 минут - 12,0 Па, водоотдача - 2,3 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 5,02· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,3%.

Пример 4.

Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:

Костный клей 5/5

Гидроксид калия 0,2/0,2

Вода 94,8/94,8.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,1, стабильность пены - 710,0 с/см³, пластическая вязкость - 9,0 мПа· с, динамическая вязкость - 3,3 Па, СНС через 1 минуту - 7,0 Па, через 10 минут - 13,0 Па, водоотдача - 2,2 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 4,93· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,4%.

Пример 5.

Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:

Костный клей 5/5

Гидроксид натрия 0,5/0,5

Вода 94,5/94,5.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,6, стабильность пены - 688,6 с/см³, пластическая вязкость - 9,4 мПа· с, динамическая вязкость - 3,5 Па, СНС через 1 минуту - 7,2 Па, через 10 минут - 13,0 Па, водоотдача - 2,1 см за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 4,18· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,5%.

Пример 6.

Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:

Костный клей 5/5

Гидроксид калия 0,3/0,3

Вода 94,7/94,7.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,5, стабильность пены - 701,2 с/см³, пластическая вязкость - 9,2 мПа· с, динамическая вязкость - 3,4 Па, СНС через 1 минуту - 7,1 Па, через 10 минут - 13,0 Па, водоотдача - 2,2 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 3,99· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,7%.

Пример 7.

Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:

Костный клей 6/6

Гидроксид натрия 0,2/0,2

Вода 93,8/93,8.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,0, стабильность пены - 923,8 с/см³, пластическая вязкость - 9,5 мПа· с, динамическая вязкость - 3,7 Па, СНС через 1 минуту - 8,0 Па, через 10 минут - 13,5 Па, водоотдача - 2,0 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 3,81· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,7%.

Пример 8.

Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:

Костный клей 6/6

Гидроксид калия 0,5/0,5

Вода 93,5/93,5.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,9, стабильность пены - 884,0 с/см³, пластическая вязкость - 11,0 мПа· с, динамическая вязкость - 3,9 Па, СНС через 1 минуту - 8,5 Па, через 10 минут - 14,0 Па, водоотдача - 2,2 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 3,13· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,8%.

Пример 9.

Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:

Костный клей 6/6

Гидроксид натрия 0,3/0,3

Вода 93,7/93,7.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,7, стабильность пены - 907,6 с/см³, пластическая вязкость - 10,0 мПа· с, динамическая вязкость - 3,8 Па, СНС через 1 минуту - 8,2 Па, через 10 минут - 14,0 Па, водоотдача - 2,0 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 3,86· 10^-3 см³/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,5%.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию “новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости”, то есть является патентоспособным.

Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов, содержащий пенообразователь, ингибирующий реагент, растворитель и воду, отличающийся тем, что он в качестве пенообразователя и ингибирующего реагента содержит костный клей, а в качестве растворителя - гидроксид натрия или калия при следующем соотношении компонентов, маc. %:

Костный клей 4-6

Гидроксид натрия или калия 0,2-0,5

Вода остальное