Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ горно-геологических условий первичного вскрытия продуктивных пластов, проведения капитального ремонта скважин и применяемых технологий управления забойным давлением 10
1.1. Горно-геологические условия первичного вскрытия продуктивных пластов и проведения капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) 10
1.2. Применяемые технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин 21
1.3. Направления совершенствования технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин 28
2. Разработка состава промывочной жидкости для получения стабильных пен 32
2.1. Анализ составов и параметров технологических растворов с конденсированной твердой фазой и выбор способа их получения 32
2.2. Планирование лабораторных работ и обработка результатов измерений 48
2.3. Разработка рецептуры коллоид-полимерного раствора 51
3. Разработка технологии первичного вскрытия продуктивных отложений и проведения капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен ... 69
3.1. Основные представления о пенах и способах их получения 69
3.1.1 Стабилизация и разрушение пен 72
3.2 Расчет распределения давления по стволу скважины при заполнении стабильной пеной 85
3.3 Разработка способа получения стабильных пен и исследование их параметров 98
3.4 Разработка алгоритма гидродинамического расчета движения пен в циркуляционной системе 110
3.5 Обоснование расхода пены для гидроочистки ствола скважины. 117
3.6 Расчет материального баланса и объема долива скважины при подъеме инструмента 119
3.7 Аппаратное обеспечение технологии первичного вскрытия продуктивных отложений и проведения капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен 122
4. Результаты промысловых испытаний коллоид- полимерных растворов
Основные выводы и рекомендации 155
Список использованных источников
- Горно-геологические условия первичного вскрытия продуктивных пластов и проведения капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД)
- Применяемые технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин
- Анализ составов и параметров технологических растворов с конденсированной твердой фазой и выбор способа их получения
- Основные представления о пенах и способах их получения
Введение к работе
На крупных месторождениях нефти и газа, таких как Оренбургское, Астраханское и др. в процессе разработки отмечаются значительные изменения пластовых давлений по площади и разрезу, величины которых могут соответствовать как нормальным градиентам давлений, так и аномально-низким пластовым давлениям (АНПД).
Уменьшение градиентов пластовых давлений ниже гидростатических создает трудности в управлении забойным давлением при первичном вскрытии пластов, а также при проведении капитального ремонта скважин.
При существующих технологиях первичного вскрытия пластов и проведения капитального ремонта в условиях АНПД важнейшим фактором, определяющим затраты на их проведение и продуктивность скважин, являются повышенные репрессии на продуктивные зоны и обуславливающие также масштаб повреждения коллекторских свойств призабойной зоны и отдаленных частей продуктивной формации.
Характерным примером этого являются текущие пластовые давления Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), которые на данной стадии разработки близки к гидростатическим давлениям, а по ряду УКПГ составляют 0,5 от гидростатического давления.
Аномально-низкие пластовые давления создают условия, при которых становится невозможным достижение нормативной репрессии на пласты при использовании буровых растворов и промывочных жидкостей, как на водной, так и на неводной основе. При этом превышения гидростатических давлений над пластовыми давлениями достигают 5-6 МПа по кровле пласта и 8 - 12 МПа на конечной глубине.
Снижение пластового давления в продуктивных отложениях определяют рост эффективных напряжений в скелете коллекторов и развитие в них трещин. Это, в совокупности с техногенными воздействиями на продуктивные отложения, в процессе освоения и интенсификации пластов, а также их
5 дренирования при добыче, привело к росту частоты осложнений, связанных с поглощениями растворов и дифференциальными прихватами колонны труб. Так на ОНГКМ частота случаев поглощений промывочных жидкостей при восстановлении продуктивности скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов скважин в условиях АНПД за период с 1997 года по 2003 год возросла с 25,3 % до 77 %, а при проведении капитального ремонта скважин -до 83,3 %.
Отмечена также высокая частота случаев дифференциальных прихватов при восстановлении продуктивности скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов скважин, которая по полной выборке числа выполненных работ составила 13,8 %.
Действие повышенных репрессий на продуктивные пласты обусловило увеличение числа осложнений и затрат на их ликвидацию, что, при общем снижении продуктивности скважин, определило низкую рентабельность строительства новых горизонтальных скважин, восстановления продуктивности эксплуатационных скважин методом зарезки горизонтальных стволов и капитального ремонта скважин со сроками окупаемости затрат более 5 лет.
Сохранение продуктивности карбонатных коллекторов при проведении капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) требует комплексного подхода. При этом должны быть исключены необратимая кольматация поровых каналов твердой фазой, масштабное проникновение фильтрата и самой промывочной жидкости раствора в приствольную зону и раздренированные пласты, а также минимизировано снижение проницаемости продуктивных коллекторов, определяемых поверхностными явлениями и химическими взаимодействиями в поровых каналах.
На различных этапах разработки ОНГКМ в зависимости от текущих пластовых давлений для глушения скважин при капитальном ремонте использовались различные типы промывочных жидкостей на водной основе.
При снижении пластового давления ниже гидростатического в качестве промывочных жидкостей были опробованы растворы на нефтяной основе (инвертные эмульсии), которые обеспечивали плотность промывочных жидкостей от 900 кг/м3 и выше. Однако применение этих растворов не вышло из рамок опытно-промысловых работ в силу экономических и экологических ограничений, а также отсутствия эффекта сохранения продуктивности скважин после проведения капитального ремонта скважин и их освоения.
Одним из перспективных направлений управления забойным давлением в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) является использование пен как промывочного агента при первичном вскрытии продуктивных отложений и капитальном ремонте скважин. Однако все разработанные технологии предполагают использование нестабильных пен с воздухом в качестве газовой фазы. Использование нестабильных пен, из-за разделения фаз и перераспределения давлений в стволе скважины, для управления забойным давлением в газоносных отложений не отвечает требованиям промышленной безопасности (наличие пирофорных соединений, возможность образования взрывоопасных концентраций в стволе скважины и наземном комплексе оборудования при поступлении газа).
Применение известных составов стабильных трехфазных пен с нерастворимой в кислоте твердой фазой также представляется не оправданным из-за повреждения продуктивности формаций.
Цель исследований - повышение эффективности первичного вскрытия пластов и проведение капитального ремонта скважин за счет использования буровых растворов с плотностью, близкой к плотности воды и стабильных пен для достижения рентабельной разработки месторождений углеводородов на поздней стадии их эксплуатации.
Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи.
1. Разработка унифицированных составов технологических жидкостей для использования в качестве буровых растворов при первичном вскрытии
7 пластов с нормальными градиентами давлений, и дисперсионной среды при получении стабильных пен.
Разработка способа получения стабильных пен.
Разработка расчетных алгоритмов управления технологическими процессами при проведении капитального ремонта с использованием стабильных пен.
Научная новизна
Научно обоснован и разработан раствор с конденсированной твердой фазой для первичного вскрытия пластов с нормальными градиентами давлений и получения стабильных пен для управления забойным давлением в условиях аномально-низкого пластового давления при проведении капитального ремонта скважин.
Экспериментально подтвержден способ получения стабильных пен и исследованы их параметры в зависимости от кратности.
Предложена методика расчета параметров технологических процессов с использованием стабильных пен, содержащих азот в качестве газовой фазы.
Практическая значимость полученных результатов Выполненные теоретические исследования позволили:
повысить показатели работы долот при бурении горизонтальных участков стволов до 30 % за счет низких объемного содержания твердой фазы и коэффициентов трения, обеспечивших эффективность передачи нагрузки на долото;
увеличить продуктивность скважин при вскрытии карбонатных коллекторов при использовании коллоид-полимерных растворов на газовых скважинах до 1,8 раза и нефтяных до 5,5 раз;
— исключить дифференциальные прихваты при бурении
горизонтальных участков стволов в условиях АНПД; .
— разработать способ приготовления стабильных пен с использованием в
качестве пенообразующего состава коллоид-полимерных растворов,
8 позволивший в экспериментальных условиях получить пены со сроками «жизни» более 22 суток;
— определить исходные технические требования к аппаратному оформлению циркуляционной системы, которые переданы в ОАО «Газпром».
Разработанный состав коллоид-полимерного раствора апробирован при
вскрытии продуктивных отложений в ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Татнефть»,,
ЗАО «Стимул», ОАО «Оренбургнефть», а также в ООО «Оренбурггазпром». В
настоящее время коллоид-полимерный раствор используется для вскрытия
продуктивных пластов на ОНГКМ в объемах, определенных «Коррективами
показателей разработки основной залежи Оренбургского
нефтегазоконденсатного месторождения на период с 2002 по 2005 годы», утвержденными ЦКР.
Апробация работы
Основные результаты исследования были доложены, обсуждены и одобрены на Российской межотраслевой конференции «Новые технологии в газовой промышленности» (- М:, 1999), Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (- Уфа, 2000), Секции НТС «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» ОАО «Газпром» по вопросу «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» (Анапа, 2000).
Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 12 печатных работ, в том числе в 4-х патентах России.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (96 наименований) и приложения. Изложена на 167 страницах печатного текста, содержит 31 рисунок, 32 таблицы.
Автор выражает благодарность своему научному консультанту, канд. техн. наук Овчинникову П.В., д-ру техн. наук, профессору Федорову К.М., д-ру
9 техн. наук, профессору Овчинникову В.П. за ценные замечания, помощь и содействие в выполнении работы. Особая признательность выражается директору ООО «ВолгоУралНИПИгаз» канд. техн. наук, член-корреспонденту РАЕН Сперанскому Б.В., генеральному директору ООО «Бургаз» д-ру техн. наук, профессору Фролову А.А., директору Оренбургского ГПУ канд. техн. наук Нургалиеву Д.М., а также сотрудникам института за предоставленную возможность и сотрудничество при проведении исследований и промысловой апробации разработок.
10
1. АНАЛИЗ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПЕРВИЧНОГО
ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ПРОВЕДЕНИЯ
КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УПРАВЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫМ ДАВЛЕНИЕМ
Горно-геологические условия первичного вскрытия продуктивных пластов и проведения капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД)
Геологическое строение ОНГКМ освещено в многочисленных периодических и фондовых изданиях [1-4]. Продуктивные отложения ОНКГМ приурочены к подсолевым структурам карбонатных отложений нижнепермского и каменноугольного возрастов [1]. Одним из основных факторов геологического строения месторождения, влияющих на систему разработки, следует считать его масштабность (130«22«0,520км) и зональность фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС) как по площади, так и по разрезу. Характер распределения коллекторов определен как первичными условиями осадконакопления, так и направленностью постседиментационных процессов. Литологические особенности пород месторождения изучены довольно детально [5-8]. Все основные типы карбонатных пород, слагающие разрез месторождения, по их структурному принципу и условиям образования объединены в пять групп: хемогенные, биохемогенные, биогенные, "переотложенные" и криптогенные. Хемогенные породы представлены микрозернистыми известняками. Это плотные массивные породы с сутуровыми поверхностями и вертикальными трещинами, выполненными карбонатными и сульфатными образованиями, нередко с пятнами битумов. Основная масса породы сложена микрозернистым кальцитом, часто с неопределимым шламом и мелким единичным органогенным детритом. Микрозернистые известняки часто трещиноваты. В них много тонких ветвящихся минеральных трещин; отмечается примесь доломитового и сульфатного материала.
Биохемогенные известняки — сгустковые и комковатые — встречаются, в основном, в верхней части изучаемого разреза.
Породы сложены темными комочками и сгустками микрозернистого кальцита с примесью фаунистического материала. Цементируются фрагменты чаще всего кальцитом тонко- и мелкокристаллическим. В артинском разрезе центральной части месторождения в комковатых разностях цемент, нередко, замещен сульфатами. Цемент порового и базального типов. Породы пронизаны ветвящимися трещинами, выполненными карбонатами и сульфатами.
Биогенные известняки представлены биоморфными и детритовыми разностями. Биоморфные известняки представлены чаще всего водорослево-фораминиферовыми и сгустково-фораминиферовыми. Цементируются форменные остатки тонко- и мелкозернистым, участками среднезернистым кальцитом, реже ангидритом и гипсом. Цемент порового и контактного типов.
Органогенно-детритовые известняки широко распространены по разрезу. По преобладанию фрагментов определенного размера выделены крупнодетритовые (более 1 мм), мелкодетритовые (1-0,1 мм) и шламовые (менее 0,1 мм) разности.
Крупнодетритовые известняки состоят чаще всего из кальцитовых обломков раковин различной фауны. Вследствие разнообразного состава слагающих их обломков они относятся к полидетритовым разновидностям. Цемент порового и контактового типов представлен микро-тонкозернистым кальцитом. Мелкодетритовые известняки встречаются в переслаивании с крупнодетритовыми. Цемент представлен, в основном, микрозернистым кальцитом порового и базального типов. Шламовые известняки генетически связаны с мелкодетритовыми.
Группа «переотложенных» пород объединяет известняковые "раковинные песчаники", переотложенные комковатые и оолитовые.
Известняковые "раковинные песчаники" — это светлые породы часто массивной текстуры, плотные и пористые. Микроскопически они представлены плохо отсортированными, окатанными фрагментами органогенных остатков. Органогенная часть составляет до 80 % породы. Цементируются остатки фауны разнозернистым кальцитом. Тип цемента разнообразный — контактовый, поровый, крустификационный, на крупнофрагментарных разностях -пойкилитовый.
Оолитовые известняки встречаются в виде небольших пропластков в разрезах сакмарского яруса. Порода сложена хорошо отсортированными оолитами. Цемент базального и порового типов, кальцитовый, микрозернистый.
Криптогенная группа объединяет доломиты метасоматические и вторично измененные разности известняков.
Доломиты - тонко-, мелко - и среднезернистые, иногда с реликтами сгустковой и органогенной структур, с включениями сульфатов в виде крупных кристаллов, выполнения трещин, пор и каверн.
Вторично измененные породы представлены сильно перекристаллизованными известняками. Они сложены разнозернистым кальцитом с примесью редких, наиболее устойчивых к перекристаллизации фрагментов. В породе угадывается первично-органогенная структура.
Породы, слагающие продуктивную толщу ОНГКМ, сильно изменены постседиментационными процессами. Наиболее широкое развитие на Оренбургском валу получили процессы уплотнения, перекристаллизации, кальцитизации, доломитизации и сульфатизации, окремнения, выщелачивания, трещинообразования, стилолитизации и битуминизации. В породах первого объекта наибольшее влияние на формирование пустотного пространства оказали процессы сульфатизации, доломитизации, битуминизации и трещинообразования.
Применяемые технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин
Снижение градиентов пластовых давлений по мере разработки ОНГКМ сопровождается ростом эффективных скелетных напряжений в продуктивных коллекторах и интенсивным развитием трещиноватости в массивах карбонатных пород.
Использование буровых растворов при бурении и промывочных жидкостей при капитальном ремонте скважин в условиях АНПД с плотностью выше градиентов гидростатического давления, обуславливают повышенные репрессии на пласт, которые являются движущей силой фильтрационных процессов в системе «скважина - пласт», и утечки растворов в продуктивные пласты по трещинам. При этом абсолютная величина репрессии на продуктивный пласт, при прочих равных условиях, определяет масштаб повреждения продуктивности формаций, а также затраты на освоение скважин [20-24].
В результате действия повышенных репрессий в условиях раздренированных коллекторов и роста трещиноватости в продуктивной толще пород частота поглощений к 2003 году увеличилась при первичном вскрытии до 77 %, а промывочной жидкости при глушении скважин возросла до 83 %.
При этом расходы объемов промывочной жидкости на заполнение ствола скважин по общей выборке глушения скважин для проведения капитального ремонта скважин определились пределами 1,2 - 22,8, заполняемых объемов стволов скважин.
Это побудило с 1998 года определять выбор скважин для проведения капитального ремонта скважин по критерию миниминизации репрессии при их глушении, что позволило снизить потери дебита скважин (рисунок 7).
Как видно из рисунка 7 подбор объектов проведения КРС по критерию минимизации репрессий при управлении забойным давлением можно считать правильным, но явно недостаточным с точки зрения перспективы эффективной разработки месторождения и поддержания добывных возможностей промысла.
Снижение дебитов скважин после проведения капитального ремонта увеличило сроки окупаемости затрат на капитальный ремонт в текущих ценах от 5 до 15 лет, что определило низкую рентабельность доразработки месторождения [25].
Увеличение частоты поглощений наблюдается также и при первичных вскрытиях пластов при восстановлении продуктивности эксплуатационных скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов.
Объективность процессов, связанных с поглощениями промывочных жидкостей при первичном вскрытии пластов и капитальных ремонтах скважин в условиях снижения пластовых давлений, подтверждается расчетом градиентов давлений поглощения, а также статистикой их проведения (рисунки 8, 9, 10).
При этом расчет градиентов поглощений был выполнен с использованием методики, приведенной в работе [26], а также аппроксимированных формул для определения плотности горных пород от средней глубины их залегания для Оренбургского НКГМ при расчете горного давления и принятия коэффициента Пуассона для известняка, равным 0,2 (таблица 4).
Важным аспектом обеспечения рентабельной доразработки ОНГКМ является поиск и внедрение новых технологий управления забойным давлением в условиях АНПД при восстановлении продуктивности методом зарезки горизонтальных участков стволов и проведении капитального ремонта скважин как основного фактора сохранения продуктивности формаций при прочих равных условиях.
Как показывает анализ распределения давлений по зонам ОНГКМ, необходимые плотности буровых растворов и промывочных жидкостей должны соответствовать 486,0 — 1146 кг/м3.
Оптимальным способом управления забойным давлением при градиентах пластовых давлений значительно ниже градиентов давления столба нефти или нефтепродуктов является использование двухфазных систем, которыми являются пены [27 -34].
Существующие технологии использования пен и аэрированных растворов, как их частного случая, базируются на использовании неустойчивых по всем трем факторам систем (кинематический, структурно-механический, термодинамический) [35-36]. Применение этих систем для управления забойным давлением продуктивных отложений обусловило ряд проблем, основными из которых являются следующие: — сложность управления пластовым давлением при разделении фаз и наличии относительного движения фаз; — возможность образования взрывоопасных концентраций в стволе скважины и циркуляционной системе при использовании для вспенивания воздуха; — неизбежность потерь пены в пласт при разделении фаз и перераспределении давлений в стволе скважины; — присутствие кислотонерастворимой твердой фазы при использовании стабильных трехфазных пен; — сложность проведения ранней диагностики развития выброса.
Анализ составов и параметров технологических растворов с конденсированной твердой фазой и выбор способа их получения
Для получения стабильных пен были рассмотрены составы и параметры буровых растворов и промывочных жидкостей, разработанных и применяемых в промысловой практике. Получение конденсированных коллоидов с гидрофильными свойствами, пригодных для приготовления промывочных жидкостей, возможно с использованием соединений AI, Si, Fe, Mn, Mg, Cr, Zn [27,38 - 42]. В промысловой практике использования буровых растворов и промывочных жидкостей с конденсированной коллоидной твердой фазой наиболее широкое распространение получил раствор на основе гидрогеля магния [27,38]. Механизм получения коллоидов гидрогелей магния основан на взаимодействии водных растворов щелочи и хлористого магния с образованием Mg (ОНЬ, который затем переходит в пятиокисные оксихлориды магния 5 MgO #MgCl2e13 Н2О. При этом оксихлориды магния могут существовать только при высокой общей минерализации раствора и содержании ионов магния не менее 10 кг/м3. Данные растворы впервые нашли широкое применение при разбуривании хемогенно-теригенных отложений на месторождениях Казахстана.
Дисперсионная среда используемых гидрогелевых растворов представляла собой насыщенный рассол хлористого натрия с содержанием магния 10-40 кг/м . В ряде случаев в качестве среды использовались природные рассолы (рапы) хлоридов, состав которых также имел необходимую концентрацию катиона магния.
Расход щелочи (каустическая сода, едкий калий) для структурирования полисолевого рассола при приготовлении гидрогелевых растворов составляет до 3 (мае.) %. Известны также составы гидрогелевых растворов, для приготовления которых использовалась гидроокись кальция в виде известкового молока плотностью 1200 - 1220 кг/м в количестве 2,5 — 5 % или различные щелочные отходы хромовых соединений в количестве 5-10%.
При приготовлении гидрогелевых растворов в качестве затравки для образования центров конденсации коллоидов в каустической соде 20 % концентрации предварительно диспергировали 2 — 3 (мае.) % хризотила асбеста или других материалов (мел, глина, битум). Стабилизация гидрогелевых растворов осуществлялась модифицированным крахмалом (3 %) или его сочетанием с карбоксиметилцеллюлозой (КМЦ) и сульфит-спиртовой бардой (ССБ). При необходимости гидрогелевые растворы подлежали утяжелению баритом. Получаемые по данному способу промывочные жидкости и буровые растворы без утяжеления имеют следующие параметры: — полотность, кг/м 1200; — условная вязкость, сек 20 - 40; — водоотдача, см3/30 мин 5-Ю; - СНСьдПа 6-40; - СНСньдПА 12-42; - РН 7,5 - 8,0.
Известен также ряд составов промывочных жидкостей и буровых растворов с использованием сернокислого алюминия [38,39].
В ПГО «Ленанефтегазгеология» широкое применение получили использование буровых растворов и промывочных жидкостей с конденсированной твердой фазой на основе сернокислого алюминия [39]. При этом основной способ получения конденсированной коллоидной фазы (гидрозоль алюминия и гипс) был основан на реакции сернокислого алюминия с щелочным электролитом (СаО) в среде рассола NaCl. Стабилизация этого бурового раствора выполнялась модифицированным крахмалом. Массовое содержание добавок (%) в рассол NaCl для получения технологических параметров раствора при этом составлял: — сернокислый алюминий A12(S04)3 2,5 - 6; — окись кальция СаО 2,0-3,0; — модифицированный крахмал 2,0-3,0. Стабилизированные растворы при этом имели следующие технологические параметры: — плотность, кг/м 1160-1210; — условная вязкость, с 26 - 65; — водоотдача, см3/30мин 5-14; — СНСдПа 1,3-7,5; — СНСньдПА 1,7-8,5. В случае необходимости снижения водоотдачи до 4 см3 /30 мин раствор дополнительно обрабатывали 10 - 20 % раствором высокоокисленного битума в дизельном топливе. Имеется опыт создания технологических растворов с процессами структурирования путем образования комплексных соединений при взаимодействии полиакриламида (ПАА) с солями трехвалентных катионов (А1, Fe) или аммония [40,41].
В растворах с использованием солей аммония (карбонат или сульфат) и метасиликата натрия конденсирование твердой фазы осуществляется в растворе полиакриламида (ПАА) 0,5 - 1,0 % концентрации, который является поставщиком ионов кальция. В результате взаимодействия катионов кальция и анионов СОз (S04) и Si02 происходит образование труднорастворимых соединений СаСОз (CaS04#2H20) и CaSi03#nH20 с развитием гелеобразования.
При проведении капитального ремонта скважин на Астраханском своде и в Калмыкии имеется опыт применения коллоид-полимерных растворов с конденсированной коллоидной фазой, представленной гидрооксидом цинка, получаемого при взаимодействии хлористого цинка с каустической содой [42]. Технологические растворы, полученные по данному способу, имели в зависимости от условий применения следующие составы (в % мае): — хлорид цинка 5,0-55; — каустическая сода 3,0- 15; — карбоксиметилцеллоза 1,5 - 3; — вода остальное. При этом получаемые технологические параметры соответствовали следующим значениям: — плотность, кг/м3 1080- 1830; — условная вязкость, сек 48 -н/т; — водоотдача, см /30 мин 1-20; — СНС і, дПа 0- 200; — СНС къдПА 0- 200.
Таким образом, в промысловой практике известно много способов получения технологических жидкостей с конденсированной коллоидной твердой фазой для ведения буровых работ и проведения капитального ремонта скважин. Однако, при ближайшем рассмотрении их компонентного состава, параметров, свойств конденсированной твердой фазы, химического состава фильтрата их применение под сформулированную задачу управления забойным давлением при проведении первичного вскрытия продуктивного пласта и капитального ремонта скважин является проблематичным (таблица 5).
Основные представления о пенах и способах их получения
Целью данных исследований является разработка технологии управления забойным давлением при восстановлении продуктивности методом зарезки горизонтальных участков стволов и проведении капитального ремонта скважин в условиях АНПД устойчивыми пенами. Получение стабильных пен как промывочных агентов предполагает использование коллоид - полимерных растворов с кислоторастворимой твердой фазой и инертных газов для обеспечения безопасности проведения работ.
Реализация поставленной задачи предполагает разработку эффективных составов и способов получения кинетически устойчивых пен на основе коллоид -полимерных систем, расчетных алгоритмов технологических процессов для проведения расчетов на ПЭВМ и подготовку исходных технических требований к аппаратному обеспечению циркуляции и очистки пен.
Пена - дисперсная система, состоящая из ячеек - пузырьков газа (пара), разделенных пленками жидкости (или твердого вещества). Газ (пар) рассматривается как дисперсная фаза, а жидкость (или твердое вещество) - как непрерывная дисперсионная среда [35,36].
В жидких средах способность растворов образовывать пену определяется особыми свойствами молекул растворенного вещества, относящегося к классу поверхностно-активных веществ (ПАВ) [10,35,68].
Молекула ПАВ состоит из гидрофобной части и способного гидротиро-ваться остатка - гидрофильной группы. ПАВ делятся на следующие группы. Анионоактивные. Поверхностная активность этих веществ в растворах обусловлена анионами (щелочные соли жирных кислот, алкилсульфаты, алкил-сульфонаты и др.).
Катионоактивные. Поверхностная активность этих веществ определяется катионами (соли аминов, четвертичные аммониевые соли, алкилпиридиновые соли и др.).
Неионогенные. В водных растворах эти вещества не диссоциируют на ионы. Их растворимость зависит от сродства к воде функциональных групп, а поверхностная активность обусловлена дифильным строением молекулы (окси-этилированные жирные спирты и кислоты, оксиэтилированные фенолы и др.).
Амфотерные, или амфолитные. Эти вещества в зависимости от рН раствора могут проявлять анионоактивные (щелочная среда) или катионоактивные (кислая среда) свойства.
При использовании ПАВ в качестве пенообразователя с ростом их молекулярной массы стабильность пен увеличивается до определенного предела, а затем при увеличении молекулярной массы - снижается. Максимум стабильности пен наблюдается и с увеличением концентрации таких пенообразователей, как истинно растворимые ПАВ (низкомолекулярные), подобные вещества относят к пенообразователям первого рода. Пены, полученные с применением этих пенообразователей, быстро разрушаются по мере истечения междупленочной жидкости. Пенообразующая способность ионогенных ПАВ существенно выше, чем неионогенных ПАВ, что связывают с большей скоростью образования адсорбционных слоев из ионогенных ПАВ [35,36].
Установлено существование четырех основных видов воздействия ПАВ на условия образования и свойства газовых пузырьков [21,36]: - способствует образованию более мелких пузырьков газа; - препятствует коалесценции пузырьков; - резко снижает скорость движения пузырьков, поднимающихся в скважине в процессе циркуляции пены; - увеличивает прочность пузырьков и устойчивость пены. Пены характеризуются очень большой полидисперсностью. Размеры пузырьков газа в пене могут значительно превышать размеры частиц суспензий. Пузырьки газа плотно прижаты друг к другу и разделены пенными пленками, которые вначале имеют значительную толщину. Во времени жидкость под действием силы тяжести и капиллярного давления истекает из пленок в утолщения, находящиеся в местах контакта нескольких пузырьков, и пенные пленки утончаются. Этот процесс идет быстрее в верхних пузырьках, и поэтому с них начинается разрушение пены [35,36].
Структура пен определяется соотношением объемов газовой и жидкой фаз и в зависимости от этого ячейки пены могут иметь сферическую или многогранную форму. Ячейки пены принимают сферическую форму в том случае, если объем газовой фазы превышает объем жидкости не более чем в 10-20 раз.
В процессе старения шарообразная форма пузырьков пены превращается в многогранную вследствие утончения пленок. Состояние пены с многогранными ячейками близко к равновесному, поэтому пены обладают большей устойчивостью, чем пены с шарообразными ячейками. В полидисперсных пенах с шарообразной формой пузырьков кривизна отдельных участков пленки пены неодинакова; жидкость в пленке и каналах Плато находятся под разным давлением Р, определяемым уравнением Лапласа: P=2»u/r, (37) где и- поверхностное натяжение; г - радиус кривизны участка пленки. Давление Р в пузырьке радиуса г определяется по уравнению: P = P0+4.u/r, (38) где Ро - атмосферное давление; коэффициент 4 вводится для учета внутренней и наружных сфер пузырька. Устойчивость пен обеспечивается с помощью стабилизаторов, в качестве которых применяются ПАВ. Мелкодисперсная твердая фаза при прочих равных условиях будет дополнительно повышать стабильность пен в результате эффектов: - образования в узлах между пузырьками "пробок", замедляющих отекание воды в пене; - создания препятствия сближению пузырьков. Стабилизирующее влияние твердых частиц тем сильнее, чем они гибро-фобнее и дисперснее, т.е. трехфазные пены более устойчивы. Чрезмерное уменьшение размеров пузырьков может привести к тому, что между сферическими пузырьками, даже в случае их максимально плотной упаковки, будет сохраняться слишком много жидкости, что существенно понизит структурную прочность пены. На устойчивость пены помимо природы пенообразователей и стабилизатора, влияет температура, вязкость раствора, присутствие в жидкой фазе электролитов и рН жидкой фазы.
