Пенообразующий состав для вскрытия продуктивных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам двухфазных пен для вскрытия продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений. Техническим результатом является повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов за счет использования образующейся из предлагаемого состава пены с повышенной кратностью, стабильностью, высокими ингибирующими свойствами, позволяющими предотвратить набухание глинистых частиц пород продуктивных пластов, низкими значениями показателя фильтрации, улучшенными удерживающей и выносной способностями за счет улучшения ее реологических свойств. Пенообразующий состав для вскрытия продуктивных пластов, состоящий из пенообразователя, стабилизатора, ингибирующего реагента и технической воды, в качестве пенообразователя, стабилизатора и ингибирующего реагента содержит костный клей при следующем соотношении компонентов, мас.%: костный клей 3-5, техническая вода 95-97.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам двухфазных пен для вскрытия продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен состав для вскрытия продуктивного пласта, содержащий следующие компоненты, мас.%:

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. СССР №1724671 от 11.05.1989 г. по кл. С 09 К 7/02, опубл. в ОБ №13, 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 аминопарафин АНП-2.

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

Недостатками указанного состава является низкая эффективность вскрытия продуктивных пластов. Обусловлено это следующими причинами: образующаяся из указанного состава двухфазная пена имеет недостаточно высокие показатели пенообразующей способности (кратности) и стабильности.

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 и снижается стабильность пены.

В процессе вскрытия продуктивных пластов часто возникают вынужденные технические остановки. Чтобы сохранить частицы выбуренной породы в кольцевом пространстве скважины во взвешенном состоянии, пена должна обладать определенными реологическими свойствами, характеризующими в свою очередь удерживающую способность. Низкая вязкостная характеристика пены, образующейся из указанного состава, не позволяет ей обеспечить вынос и удержание выбуренной породы. Известно, что хорошие условия выноса и удержания глинистых частиц пород продуктивных пластов наблюдаются при пластической вязкости в пределах 6-8 мПа· с и статическом напряжении сдвига (СНС) через 1 минуту 2,5-5,0 Па, через 10 минут 7,5-15,0 Па (см. А.Т.Калинин, А.З.Левицкий, Б.А.Никитин. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. М.: Недра, 2001, с.115). Недостаточная удерживающая способность обусловлена низким значением СНС через 1 минуту 1,8 Па, через 10 минут 2,4 Па, а выносящая способность - низкими показателями пластической вязкости - 2,7 мПа· с. Данные показатели вязкости не обеспечивают очистку ствола скважины, что может привести к зашламлению ствола. На ингибирующие свойства вышеуказанного состава должны оказывать влияние как имеющиеся в рецептуре полимеры, так и хлорид калия, или натрия, или кальция. Однако не обеспечивается эффективное ингибирование ввиду содержания указанных хлоридов - электролитов до 20 мас.%. При таком содержании электролитов полимер (ОЭЦ или КМОЭЦ) не способен загущать воду, а стабилизация-ингибирование глинистых частиц пород продуктивных пластов улучшается по мере того, как полимер загущает водную фазу. Так как в системе остается непрочно связанная вода, то она легко фильтруется в пласт и гидратирует глинистые частицы продуктивного пласта, которые в свою очередь кольматируют продуктивный пласт. Низкие показатели ингибирования вызваны еще и тем, что имеющиеся молекулы электролита участвуют в образовании адсорбционных слоев пузырьков пены, т.е. положительные и отрицательные ионы связаны с поверхностно-активным веществом и КМОЭЦ в построении непрочных адсорбционных слоев пузырька пены, но не в катионном обмене с глинистыми частицами пород продуктивных пластов. Применение состава с использованием хлорида кальция по набухающим глинам и мергелям при вскрытии нецелесообразно, что подтверждается практикой бурения. Тонкодисперсные частицы крахмала, не участвующие в процессе сольватации с молекулами воды, проникают на большую глубину внутрь глинистых отложений, слагающих продуктивные пласты. Это затрудняет освоение продуктивных пластов и, в конечном счете, уменьшает удельный дебит скважины.

В качестве прототипа взят пенообразующий состав, включающий следующие компоненты, мас.%:

Сульфонол 0,01

Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) 1,0

Хлорид кальция 1,0

Гидроксид кальция 0,2

Техническая вода остальное

(см. В.А.Амиян, А.В.Амиян, Н.П.Васильева. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М., Недра, 1980, с.118, 206).

При этом сульфонол является пенообразователем, КМЦ-стабилизатором, а хлорид кальция с гидроксидом кальция - ингибирующим реагентом.

Недостатком указанного состава является неэффективность вскрытия продуктивных пластов. Обусловлено это следующими причинами: образующаяся из указанного состава двухфазная пена характеризуется недостаточно высокими показателями кратности и стабильности.

Структурно-механический фактор стабилизации пен связан со специфическим упрочнением тонких пленок за счет гидратации адсорбционных слоев, а также за счет повышения вязкости межпленочной жидкости.

Стабильность пен повышается за счет способности гидратации полярных групп поверхностно-активного вещества, препятствующих движению жидкости. Такие гидратированные молекулы способствуют образованию поверхностных слоев, увеличивающих стабильность пузырьков.

Содержание анионоактивного поверхностно-активного вещества в количестве 0,01 мас.% в растворе хлоркальциевой смеси КМЦ не дает высоких показателей кратности, так как, во-первых, его молекулы находятся на поверхности воды, двигаясь во всех направлениях подобно молекулам газа, а, во-вторых, соли жесткости, как правило, подавляют пенообразование. Наличие в системе стабилизатора КМЦ должно увеличивать пенообразующую способность и стабильность, однако введение КМЦ в указанном количестве не способствует росту пенообразования и стабильности, так как оптимальное действие реагента достигается при содержании его в количестве 0,2-0,75 мас.%.

Для улучшения вязкостных характеристик необходимо ведение реагента, содержащего полярные органические группы, которые должны адсорбироваться на поверхности раздела жидкость-газ, и который должен обеспечить меньшую скорость истечения жидкости и высокую вязкость адсорбированных слоев. Эту функцию выполняет КМЦ. Однако присутствие хлорида кальция и гидрокисида кальция, которые несколько разжижают КМЦ, находящийся в растворе, тем самым увеличивая значение показателя фильтрации, как следствие, приведет к проникновению фильтрата вглубь стенок скважины. Все это, в конечном счете, не повышает вязкость межпленочной жидкости и тем самым снижает реологические свойства (пластическая вязкость, СНС). Указанные низкие реологические свойства в свою очередь обуславливают недостаточные удерживающую и выносную способности при вскрытии продуктивных пластов.

Кроме того, пена обладает невысокими ингибирующими свойствами. Ингибирующий реагент в рецептуре состава представлен соединениями кальция, не обеспечивает высокого ингибирующего действия на глинистые частицы продуктивных пластов, то есть не активно идет процесс катионного обмена между глинистыми частицами пород продуктивного пласта и катионами кальция, во-первых, из-за недостаточного содержания ингибирующего реагента, а во-вторых, большая часть ионов электролита идет на создание адсорбционного слоя пузырька пены и только очень незначительная часть внедряется в кристаллическую решетку глинистых частиц.

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

повышается эффективность вскрытия продуктивных пластов за счет использования образующейся из предлагаемого состава пены с повышенной кратностью, стабильностью, высокими ингибирующими свойствами, позволяющими предотвратить набухание глинистых частиц пород продуктивных пластов, низкими значениями показателя фильтрации, улучшенными удерживающей и выносной способностями за счет улучшения ее реологических свойств.

Технический результат достигается с помощью известного пенообразующего состава для вскрытия продуктивных пластов, состоящего из пенообразователя, стабилизатора, ингибирующего реагента и технической воды, который в качестве пенообразователя, стабилизатора и ингибирующего реагента содержит костный клей при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Костный клей 3-5

Техническая вода 95-97

Заявляемый состав соответствует условию "новизна".

Используют костный клей по ГОСТу 2067-93.

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

О 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.

Наиболее часто встречающиеся осложнения в буровой практике связаны с нарушением устойчивости пород, слагающих стенки скважин.

Анализ горно-геологических условий бурения показывает, что в подавляющем большинстве случаев эти осложнения возникают при вскрытии глинистых пород пласта. Глинистая порода - это полиминеральная порода, имеющая в своем составе определенное количество коллоидных частиц и при взаимодействии с водой, фильтратами промывочных жидкостей способная к гидратированию, диспергированию, особенно в раздробленном (разрушенном) состоянии, и к изменению физико-механических свойств в массиве. Поведение глиносодержащих пород при взаимодействии с водой (фильтратами) определяется в первую очередь содержанием в них тех или иных глинистых минералов. Основным фактором потери устойчивости считается взаимодействие глины с водой, приводящее к набуханию, размоканию в пристенной зоне скважины; к сопутствующим относят напряженное состояние массива горных пород вокруг скважины, наличие макро- и микротрещиноватости, присутствие высоконапорных вод и газонасыщенность глин.

Основным мероприятием для предупреждения осложнений, связанных с нарушением устойчивого состояния пород в процессе вскрытия продуктивного пласта, является применение технологических жидкостей, обладающих ингибирующими свойствами по отношению к глинистым частицам пород продуктивных пластов. Для уменьшения отрицательного влияния составов для вскрытия продуктивного пласта на водной основе на его коллекторские свойства при аномально низких пластовых давлениях применяют двухфазные пенные системы. Двухфазная пена представляет собой аэрированный водный раствор поверхностно-активного вещества. Применяемые пены при вскрытии пластов должны быть достаточно стабильными. Прочность и продолжительность существования пены зависит от свойств пленочного каркаса.

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 технической 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 разветленности 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 воздушная часть пузырька пены покрыта липидной (жировой) пленкой. Происходит образование адсорбционного слоя высокомолекулярными соединениями и соединениями с различной длиной цепи (продукты гидролиза белка), которые тоже обладают поверхностной активностью. Это способствует увеличению вязкости и стабильности двухфазной пены. К числу жиров, участвующих в образовании внутренней (воздушной) части пленки относятся триглицериновые эфиры жирных кислот. Они содержат смесь жирных кислот, одна из которых преобладает над другими. Общая формула молекулы жира

Вышесказанное приводит к увеличению количества структурных оболочек пузырька пены и, как следствие, приводит к увеличению вязкостных характеристик, реологических свойств (пластическая вязкость, СНС), которые влияют на увеличение стабильности и снижение значений показателя фильтрации, а также улучшение удерживающей и выносной способностей, что предотвратит проникновение пены в глубь ствола скважины. Пена в стволе скважины образует химические связи с положительно заряженными глинистыми частицами продуктивных пластов, так как ее пленочный каркас имеет полярные частицы аминокислот. Происходит ее адсорбирование на глинистых частицах, что не позволяет им гидратироваться. Происходит это следующим образом: адсорбируясь на поверхности глинистых частиц полярными концами аминокислот белковой части молекулы костного клея, образуются структурированные прочные оболочки, которые защищают глинистые частицы от коагуляции. С точки зрения атомно-молекулярной теории, процесс взаимодействия глинистых частиц пород продуктивных пластов с аминокислотами белковой части молекулы костного клея является сложным, взаимодействие идет на электронном уровне, то есть окислительно-восстановительное взаимодействие. Положительные и отрицательные пары содержатся как в минералах (глины), так и в аминокислотах. Кроме того, наличие липидов (жиров) в составе костного клея способствует более полной гидрофобизации и, как следствие, повышается степень ингибирования глинистых частиц пород продуктивных пластов.

Содержание в составе костного клея в количестве менее 3 мас.%, а технической воды - в количестве более 97 мас.% не обеспечивает образование пенной системы с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение.

Содержание в составе костного клея в количестве более 5 мас.%, а технической воды - в количестве менее 95 мас.% нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит.

Таким образом, согласно вышесказанному обеспечивается достижение заявляемого технического результата.

Известна комплексная добавка для ячеисто-бетонной 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 используют пенообразующий состав для вскрытия продуктивных пластов на скважине №100 Североставропольского ПХГ.

Исходные данные:

Наружный диаметр промежуточной колонны, м - 0,273

Диаметр долота, d_д, м - 0,216

Глубина скважины, Н, м - 834

Интервал продуктивного пласта, м - 719-803

Пластовое давление, Р_пл, МПа - 2,75

Давление на устье, МПа - 0,1

Температура, ° С - 30.

На скв. 100 Северо-Ставропольского ПХГ до продуктивного горизонта бурение велось на глинистом растворе плотностью 1120 кг/м³. Промежуточную колонну спускают в кровлю продуктивного пласта.

Далее вскрытие продуктивного пласта ведут под эксплуатационную колонну диаметром 0,168 м долотом в интервале продуктивного горизонта.

Перед вскрытием продуктивного пласта производят замену устьевого оборудования, устанавливают специальное наземное технологическое оборудование, предназначенное для бурения скважин пенными системами, и перед проведением работ производят его опрессовку.

В нагнетательной линии монтируют блок приготовления пены с жидкостно-газовым эжектором и выполненный в виде байпасной линии. Эжектор марки ЭГЖ 1-C-5,6 используют для подачи газа от компрессоров высокого и низкого давления.

Блок приготовления пены включает в себя байпасную линию, монтируемую в нагнетательный манифольд. В байпасной линии устанавливают два эжектора, в которые по линии с обратным клапаном подают газ от компрессоров, до и после эжектора устанавливают задвижки.

Определяют объем пенообразующего состава V_пос, необходимого для приготовления пены по формуле

V_пос=2V_скв,

где V_скв - объем скважины, м³

(см. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М. 1998 г.).

Следовательно, V_пос=2· 30,6=61,2 м³.

Рассчитывают расход костного клея на 1 м проходки скважины следующим образом:

61,2:834=0,073 т/м или 73 кг/м проходки.

Готовят пенообразующий состав, мас.%:

Костный клей 3

Техническая вода 97.

Плотность данного состава р_пос=1030 кг/м³.

Для приготовления 78,6 м³ пенообразующего состава необходимо иметь две 40-кубовых емкости и в каждой емкости 918 кг клея костного растворяют в 29682 кг технической воды.

Величину забойного давления в скважине Р_заб из условия создания репрессии на пласт определяют следующим образом:

Р_заб=2,75· 1,10=3,025 МПа,

где 1,10 - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым давлением (см. ранее указанные Правила...). Указанное давление обеспечит столб пенообразующего состава Н_пос:

Определяют плотность пены ρ _п в скважине с учетом ее заполнения по формуле

Определяют степень аэрации пены в условиях скважины для поддержания ρ _п указанной плотности по формуле

Определяют требуемую степень аэрации, приведенную к нормальным условиям. Нормальными условиями считаем Р=0,098 МПа и Т=293 К.

где Z₀ - коэффициент сверхсжимаемости газовой фазы пены в нормальных условиях, 1,0;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газовой фазы пены в забойных условиях, 0,9;

T₁ - температура в скважине, К;

К_п - коэффициент, учитывающий свойства пены (К_п=0,002-0,005).

Требуемый расход газа для пенообразования определяют из выражения

где Q_пос - расход жидкости, выдаваемый насосом У8-6М 2А, м³/с.

Технические характеристики насоса: диаметр втулок - 160 мм, коэффициент наполнения - 0,9.

Q_возд=α ₁·Q_пос=9,31· 0,0253=0,236 м³/с.

Необходимо иметь на скважине два компрессора СД 9/101.

Пенообразующий состав насосом подают в нагнетательную линию и затем в циркуляционную систему.

В камеру смешения эжектора подается газ от компрессорной установки высокого давления типа СД-9/101. В эжекторе происходит смешивание пенообразующего состава с газом, образование пены, которая затем подается через стояк в скважину.

После заполнения скважины пеной создается избыточное давление на устье 0,5-0,7 МПа (в зависимости от условий бурения) и осуществляется пробная циркуляция с целью опробования узлов и элементов наземной части замкнутой системы циркуляции.

Вскрытие продуктивного пласта пеной начинают после достижения оптимального сочетания технологических параметров промывки в наземной ее части.

Параметры промывки контролируются и регистрируются станцией контроля с помощью контрольно-измерительных приборов. В процессе вскрытия периодически контролируют свойства пенообразующего состава, которые должны быть равны следующим величинам

плотность, кг/м³ - 1030

условная вязкость, с - 58

водоотдача, см³/30 мин - 3-4

рН 7

Выходящий из скважины пенный поток через отвод вращающегося превентора, установленного на устье скважины в комплекте с противовыбросовым оборудованием, поступает в блок очистки и разрушения пены.

Пример 1 (лабораторный)

Для приготовления 100 г пенообразующего состава к 3 г костного клея, что составляет 3 мас.%, приливают 97 мл технической воды, что составляет 97 мас.%, и оставляют для полного растворения на 10 часов, после чего состав вспенивают на миксере "Воронеж".

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 4,5, стабильность пены - 210,3 с/см³, пластическая вязкость - 6,3 мПа· с, СНС через 1 минуту - 2,5 Па, через 10 минут - 7,0 Па, водоотдача - 3,1 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 2,08· 10^-3 см³/г.

Пример 2

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

Костный клей 4/4

Техническая вода 96/96.

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 3,8, стабильность пены - 254,0 с/см³, пластическая вязкость - 7,0 мПа· с, СНС через 1 минуту - 3,8 Па, через 10 минут - 9,0 Па, водоотдача - 2,9 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 1,49· 10^-3 см³/г.

Пример 3

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

Костный клей 5/5

Техническая вода 95/95

Проводят все операции, как указано в примере 1.

Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 4,0, стабильность пены - 285,7 с/см³, пластическая вязкость - 7,6 мПа· с, СНС через 1 минуту - 4,9 Па, через 10 минут - 11,8 Па, водоотдача - 2,2 см³ за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 1,38· 10^-3 см³/г.

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

Пенообразующий состав для вскрытия продуктивных пластов, состоящий из пенообразователя, стабилизатора, ингибирующего реагента и технической воды, отличающийся тем, что он в качестве пенообразователя, стабилизатора и ингибирующего реагента содержит костный клей при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Костный клей 3-5

Техническая вода 95-97