Афронсодержащая технологическая жидкость

Изобретение относится к бурению и реконструкции нефтяных и газовых скважин. Технический результат: минимизация потерь технологической жидкости при возникновении осложнений, минимизация нагрузки на вскрываемые или вскрытые пласты, экранирование и защита от явлений, происходящих внутри скважины и далее в призабойной зоне, которые инициируют формирование вокруг ствола скважины зону пониженной проницаемости, применение технологической жидкости в традиционной циркуляционной системе открытого типа без дополнительного включения какого-либо нетипичного оборудования. Афронсодержащая технологическая жидкость на водной основе, содержащая бактерицид, кальцинированную соду, ингибитор комплексного действия ПКД-515, хлорид калия, крахмал, биополимер, активатор-пенообразователь при следующем соотношении компонентов, %: бактерицид Atren Bio В - 0,3, кальцинированная сода - 0,5, ингибитор комплексного действия ПКД 515 - 0,35, хлорид калия - 0,5, крахмал - 2, биополимер ксантанового ряда - 0,4, активатор-пенообразователь - 0,5, вода - остальное. 2 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области бурения, а именно, чаще всего, к предупреждению и контролю поглощения во время проведения какой-либо внутрискважинной операции, сохранению продуктивности коллекторских свойств призабойной зоны в непроблематичных и проблематичных геологических условиях в широком спектре термобарических факторов, в том числе при наличии пластов с АНИД.

Часто используемым способом минимизации поглощения, например, при проведении ремонта скважин, является использование блокирующих технологических жидкостных систем [В.Н. Гусаков, С.Е. Здольник, А.Г. Телин, И.М. Згоба. Проблемы глушения скважин Приобского месторождения и пути их решения // «Научно-технический Вестник НК «Роснефть», 2006, №1, стр. 1-5].

Чтобы предупредить возникновение поглощения при применении технологических жидкостных систем используют некоторые технологические приемы, в которых увеличивается эффективная вязкость путем: применения загустителей [патент РФ №2301247], формирования эмульсий [патент РФ №2296791], формирования дисперсных систем, где роль дисперсной фазы выполняет газ [патент РФ №2322472]. Также, как один из вариантов, известен прием снижения степени проницаемости интервала поглощения с помощью применения в технологической жидкостной системе микрокальцита, который образует фильтрационную корку. [SPE 58734. M.R.Luyster, W.E.Foxenberg, (M-I LLC), S.A. Ali Chevron Petroleum Technology Company. Development of a Novel Fluid-Loss Control Pill for Placement Inside Gravel-Pack Screens].

Вдобавок, небезызвестны такие технологические приемы в бурении, как: использование технологических жидкостных систем, которые содержат кольматанты; использование технологических пенных жидкостных систем, которые аэрированы; использование технологических жидкостных аэрированных систем, которые содержат афроны, либо близкие к ним аналоги.

Кольматантами могут служить резиновая крошка, древесная стружка, эковата и пр. (Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра, 1980. 304 с.) либо добавление перемолотых до состояния муки мелких частиц таких, как: доломитовая, либо кварцевая, либо мраморная мука в размерном диапазоне частиц 0,001-1 мм [Патент РФ №2249089]. Также известен метод, где применяется смесь перемолотой скорлупы кедрового ореха и гидролизного лигнина. [Патент РФ №2383875].

Недостатками технологических жидкостных систем с кольматирующими компонентами является создание проблем в работе забойных двигателей и телесистем из-за их закупоривания кольматантами, а также неустойчивости кольматационного экрана при механических воздействиях ввиду того, что экран чаще всего формируется не внутри пласта, а лишь на стенках скважины

Известны способы предупреждения поглощения технологической жидкостной системы, которые базируются на принципе понижения плотности, достигаемое специализированными методами их аэрирования.

Принцип кольматирования аэрированных технологических жидкостных систем заключается в сжимаемости пузырьков газа под давлением, а также изменением их габаритов при изменении давления. Иными словами, в процессе нагнетания в пласт происходит изначально их сжатие, а затем постепенно по мере их углубления в пласта и провижения по нему спектр воздействующего давления становится слабее, по причине чего газовые пузырьки расширяются. Изменчивость размеров пузырьков сопрягается с ростом удельной поверхности, растяжением пленки эмульгирующего компонента, что, в свою очередь, в общей совокупности приводит к трате энергии. По данной причине системы подобного агрегатного состояния являтся своеобразными автокальматантами, которые могут менять свой эффективный диаметр, т.е. блокирование происходит по принципу эффекта Жамена [Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения - М.: «Химия», 1975. - 264 с.].

Известны способы, в которых снижение плотности технологической жидкостной системы достигается применением в составе наполненных газом микросфер, которыми также могут являться либо стеклянные, либо алюмосиликатные микросферы [патент РФ №2319539, патент РФ №2176261]. К недостаткам подобных систем можно причислить то, что снижение плотности введением микросфер приводит к непрокачиваемости технологической жидкостной системы. Также при чрезмерной концентрации данных микросфер в системе при прекращении циркуляции они начинают всплывать, что приводит к непреднамеренной изменчивости плотности, фильтрационных и структурных свойств в стволе скважины. Данные микросферы имеют оболочку с достаточно высокой средней плотностью и при различного рода нагрузках, разрушаясь, они в целом увеличивают плотность технологической жидкостной системы и меняют ее реологию. Их последущее удаление затруднено, т.к. кислотными и иными методами удаление кольматационного барьера, который был сформирован при первичном вскрытии, осуществить его практически невозможно. Применение технологических жидкостных систем с высокой концентрацией таких микросфер препятствует получению низкой реологии для бурения участков ствола скважины с АНПД, а если наоборот, использовать их с низкой концентрацией, обеспечить необходимую пониженную плотность, которая была бы ниже плотности самой исходной системы, невозможно.

Известны технологические жидкостные системы, содержащие афроны. Известен способ создания кольматационного экрана при глушении скважин при проведении мероприятий по капитальному ремонту скважин [патент РФ №2322472]. Согласно нему, требуется соблюдение температур строго заданного диапазона и применение дополнительного оборудования, что выливается в дополнительные затраты на электроэнергию. Даный способ предназначен исключительно для пребывания технологической жидкостной системы в статических условиях в скважине. Таким образом, способ является ограниченным по применимости ввиду того, что необходимо использование не только в статике, но и в динамике, которое происходит при немалом количестве видов скважинных мероприятий, например в бурении.

В последнее время все чаще разрабатываются технологические жидкостные системы, которые не содержат компоненты с твердой фазой, которые механически понижают фильтрацию, а включают в свой состав пузырьки газа микроуровня диаметром 20-100 мкм - афроны. Афроны защищены достаточно устойчивой оболочкой в несколько слоев, чаще всего из двух, которая состоит из ПАВ и загущенной жидкости, чаще всего воды [патент США №5881826, Е21В 21/00, 1997-02-13]. Первое описание и сама терминология «афрон» прозвучали от Феликса Себбы [Felix Sebba, "Foams and Biliquid Foams-Aphrons", Virginia Polytechnic Institute and State University, pp 62-69, 1987.]

Наиболее близким по своим характеристикам являются коллоидные и коллоидно-подобные системы в водных жидкостях на основе глины [US 7199085 В2, С09К 8/5045, 2003-05-06], которые обычно содержат водную жидкость в качестве непрерывной фазы; одно или несколько поверхностно-активных веществ; афроны; и один или несколько загустителей, выбранных из группы членов семейства палигорскит-сепиолитовых глин, состоящих из палыгорскита, туперсуациаита, йофортьерита, калиферзита, сепиолита, фалькондоита, лафлинита и их смесей. Один из стабилизаторов афрона включает поливиниловый спирт, бетаин, сульфат простого алкилового эфира и их смеси. Данные системы по настоящему изобретению имеют оптимальные рабочие характеристики при диапазонах давления лишь до 13,8-35 МПа, что может существенно ограничить полноценную применимость без осложнений в условиях давлений выше этих значений.

Несмотря на схожесть афронов с пенными системами, они имеют различия. Оболочка пузырька пенной системы имеет один мономолекулярный слой ПАВ, а афроны имеют несколько слоев, в промежутках которых есть слои воды и биополимера. Ввиду того, что афроны, по сравнению с типичными пузырьками пенных систем, весьма малы, имеют нестандартное строение, их стабильность и механическая прочность имеют наиболее оптимально высокие показатели. Благодаря своим геометрическим размерам микроуровня афроны в процессе циркуляции при бурении без каких-либо проблем проходят через самые мелкие ячейки вибрационных сит, сохраняются и не выносятся на сброс при прохождении через оборудование типа центрифуг либо гидроциклонов. Высокая прочность и малые размеры афронов, в отличие от пенных систем, не оказывают влияния на работу поршневых и центробежных буровых насосов, не создают проблем для забойных двигателей и телесистем, которые функционируют благодаря гидравлической энергии циркулирующей технологической жидкостной системы. Имея упругость, гидрофобную природу поверхность внешней части афронов, они способны к обратимой кольматации большинства проницаемых сред, формируя в тонком поверхностном слое пористой среды непроницаемый защитный экран. Формируемый афронами защитный экран на проницаемой поверхности не является необратимым и при снятии напряжений может достаточно легко диссоциировать в технологическую жидкостную систему в случае, когда пластовое давление в порах превысит давление в скважине.

Генерация афронов в первоначальный момент происходит под воздействием высокого механического напряжения в лопастных перемешивающих устройствах буровых емкостей. Дальнейшее, более тонкое диспергирование, происходит при возникновении кавитационных процессов и больших скоростей сдвига, которые возникают в центробежных насосах, насадках гидромониторных скважинных инструментов, в установках, где происходят вихревые процессы, гидроциклонах, при декомпрессии либо компрессии технологической жидкостной системы, когда происходит турбулентное движение в стволе скважины и т.п.

Задачей изобретения является получение афронсодержащей технологической жидкости для выполнения внутрискважинных работ, например бурения или заканчивания скважин, которые могут проводиться в вертикальных, наклонно-направленных, боковых и горизонтальных стволах различного целевого назначения. Афронсодержащий состав с заданными технологическими параметрами, подобираются в соответствии с горногеологическими условиями строительства скважин для обеспечения следующих технических результатов: минимизацию потерь технологической жидкости при возникновении осложнений, минимизацию нагрузки на вскрываемые или вскрытые пласты, экранирование и защиту от явлений, происходящих внутри скважины и далее в призабойной зоне, которые инициируют формирование вокруг ствола скважины зону пониженной проницаемости, применение технологической жидкости в традиционной циркуляционной системе открытого типа без дополнительного включения какого-либо нетипичного оборудования при давлениях более 35 МПА. Кроме того, решается задача расширение ассортимента афронсодержащих технологических жидкостей для проведения внутрискважинных мероприятий, например бурения боковых стволов или дополнительной перфорации продуктивной толщи пласта.

Поставленная задача решается предлагаемой афронсодержащей технологической жидкостью для выполнения внутрискважинных работ на водной основе, содержащей бактерицид, кальцинированную соду, ингибитор комплексного действия ПКД 515, хлорид калия, крахмал, полимер, активатор-пенообразователь при следующем соотношении компонентов, %:

Бактерицид Atren Bio В	0,3
Кальцинированная сода	0,5
Ингибитор комплексного действия
ПКД515	0,35
Хлорид калия	0,5
Крахмал	2
Биополимер ксантанового ряда	0,4
Активатор-пенообразователь	0,5
Вода	остальное

В качестве биополимера могут быть использованы реагенты ксантанового ряда, например: Гаммаксан, АСГ, Saboxan, Нефтексан-М, Родопол-23, Келзан, т.к. строение их макромолекул способствует созданию прочной глобулярной структуры при формировании афронов.

В качестве активатора-пенообразователя могут быть использованы ПАВ, например: додецилсульфат натрия, синтеролы, Девон-5, смесь Додецилсульфат натрия и Девон-5 в соотношении 1:1.

На фиг. 1 представлена гистограмма распределения по размерам пузырьков воздуха в образце технологической жидкости, приготовленного сразу. На фиг. 2 представлена гистограмма распределения по размерам пузырьков воздуха в образце технологической жидкости через сутки после замешивания. На фиг. 3 представлен график степени устойчивости микропузырьков при различных давлениях.

Бактерицид служит для предотвращения бактериального разложения полисахаридных компонентов технологических жидкостей. Его концентрация определяет срок годности афронсодержащего бурового раствора, когда технологические параметры системы сохраняются в первоначально заданных пределах. Бактерицид AtrenBio выпускают в соответствии с ТУ 2458-022-70896713-2008 Бактерицид ATREN-BIO для водооборотных систем промышленного назначения. При этом указанный бактерицид представляет собой комплекс азотсодержащий активных веществ бактерицидного и бактериостатического действия.

Кальцинированная сода обеспечивает удаление катионов кальция и солей жесткости в исходной водной основе дисперсионной среды, также используется для увеличения показателя рН системы. В качестве регулятора рН дополнительно применяется гидроксид натрия (каустическая сода) -неорганическое щелочное химическое вещество.

Ингибитор комплексного действия ПКД-515 - гидрофобизатор, служит в основном для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов. Ингибитор комплексного действия ПКД-515 разработан ОАО НПО «Бурение». Его поставляют в жидком виде и выпускают в соответствии с ТУ 39-05 765670-ОП-211-95. Указанный ингибитор представляет собой композицию многофункциональных ПАВ - нефрас, этилбензол, изопропанол, неонол АФ 9-12, лапрол 5003-2-15. Активной основой ПКД-515 является неонол АФ 9-12 ТУ 38.507-63-300-93. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена, является высокоэффективным неионогенным поверхностно-активным веществом.

Хлорид калия (сильвин) - выступает в качестве ингибитора глин.

Крахмал служит для управления параметром показатель фильтрации технологической жидкости.

Активатор-пенообразователь Додецилсульфат натрия - анионактивное ПАВ генерирующее микропузырьки (афроны). В некоторых случаях не исключено применение совместно с Девон-5.

Активатор-пенообразователь Девон-5 - углеводородно-спиртовой раствор (в некоторых случаях водно-спиртовой) ионогенных и неионногенных ПАВ и модификаторов. В некоторых случаях не исключено применение совместно с додецилсульфатом натрия.

Размерность микропузырьков (афронов) может иметь значения из диапазона 20-240 мкм независимо от срока давности приготовления, а на момент приготовления технологической жидкостной системы средний размер микропузырьков (афронов) иметь значения из диапазонов 100-110 мкм сразу и/или 50-60 мкм через сутки после приготовления.

В таблице 1 представлен пример состава микропузырьковой (афронсодержащей) технологической жидкости.

Указанные в таблице примеры составов не должны толковаться как ограничение рамок настоящего изобретения.

Компоненты перемешивали до полного растворения полимеров, после чего добавляли додецилсульфат натрия или девон-5, и перемешивали верхнеприводной мешалкой до достижения удельного веса 600-700 кг/м³. После получения афронсодержащей технологической жидкости производили замер параметров и оставляли в мерном цилиндре.

Испытания по исследованию реологических характеристик технологической жидкостной системы проводились на вискозиметрах FANN и ВБР-2. Определяли плотность, условную вязкость, фильтрацию, реологические параметры рН. Технологические параметры определяли согласно требованиям API при температуре 23±2°С.

Результаты представлены в таблице 2.

Приготовленная афронсодержащая технологическая жидкость была исследована оптическим просвечивающим микроскопом при 100 кратном увеличении. Проведены замеры размеров пузырьков воздуха в образце, который был приготовлен сразу и через сутки после замешивания (2 попытки). Средний размер пузырьков составлял 108 мкм, а в образце через сутки после замешивания - 54 мкм. Гистограммы размеров пузырьков приведены на фиг. 1 и 2 (значения замеров полученных сразу после замешивания и через сутки соответственно).

Выявлено в ходе экспериментов также, что приемлемая степень устойчивости, при котором афронсодержащая жидкость не теряет свои оптимальные рабочие характеристики при различных давлениях, составляет не менее 60%. Соответственно в ходе испытаний воздействием различных давлений также выявлено, что диапазон оптимальных рабочих давлений для афронсодержащей жидкости составляет от 5 до 35 МПа (фиг. 3).

Плотность афронсодержащей жидкости, при которой будут сохраняться ее оптимальные рабочие параметры, составляет 0,5-0,95 г/см³.

Полученные экспериментальные данные свидетельствуют, что по основным технологическим параметрам (плотность, реологическим параметрам и показателю фильтрации) афронсодержащий буровой раствор данного состава соответствует предъявляемым требованиям и заявленный технический результат данным составом достигнут.

Афронсодержащая технологическая жидкость на водной основе, содержащая бактерицид, кальцинированную соду, ингибитор комплексного действия ПКД-515, хлорид калия, крахмал, биополимер, активатор-пенообразователь при следующем соотношении компонентов, %:

Бактерицид Atren Bio В	0,3
Кальцинированная сода	0,5
Ингибитор комплексного действия ПКД 515	0,35
Хлорид калия	0,5
Крахмал	2
Биополимер ксантанового ряда	0,4
Активатор-пенообразователь	0,5
Вода	остальное