Пенообразующий состав для глушения скважин

Пенообразующий состав для глушения скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано для глушения скважин при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), в том числе в скважинах с рыхлыми слабосцементированными пластами.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известна эмульсия для глушения скважин, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:

Газовый конденсат	28-35
КССБ	7-12
Хлористый кальций	18–24
Кальцинированная сода	1–3
Карбамид	0,5-1,5
Химически осажденный мел (ХОМ)	1–3
Вода	остальное

(см. патент РФ №2168003 от 25.06.1999 г. по кл. Е 21 В 43/12, опубл. в ОБ №15, 2001 г.).

Недостатками указанной эмульсии являются ее пониженные физико-химические параметры и технологические свойства. Это обусловлено следующими причинами: повышенная плотность эмульсии не позволяет ее применять для глушения скважин в различных горно-геологических условиях. Из-за высокого содержания газового конденсата, являющегося пеногасителем, данный состав технологической жидкости практически не вспенивается. Кроме того, снижению кратности пены способствует также ХОМ, выполняющий роль наполнителя. Его дополнительное количество образуется в эмульсии при взаимодействии хлорида кальция с кальцинированной содой, что положительно влияет на антифильтрационные и реологические показатели, несколько стабилизирует состав эмульсии. Карбамид, взаимодействуя с активными функциональными группами КССБ, может лишь незначительно повысить ее эмульгирующую способность, так как КССБ уже модифицирована формальдегидом и фенолом в процессе производства КССБ как товарного реагента, и реакционно-активных групп в КССБ для взаимодействия с карбамидом практически нет. КССБ обладает высокой сорбционной способностью и на поверхности цементирующего материала песчаных пород создает разуплотненный слой, что способствует протеканию ионообменных процессов в глине (при участии хлорида кальция) и изменению структуры продуктивного пласта. При контакте с рыхлыми породами КССБ, имеющая высокую сорбционную способность и обладающая “расклинивающим” действием по отношению к породе пласта, разуплотняет его структуру, создавая условия для взаимодействия водной фазы данного состава (раствора хлорида кальция) как с самим пластом, так и с насыщающими его пластовыми флюидами. Это приводит к снижению естественной проницаемости пласта.

Рецептура эмульсии предопределяет возможность взаимодействия хлорида кальция с пластовой жидкостью с образованием труднорастворимых осадков (например, при наличии в пластовой воде сульфат-иона), что приводит к повышению давления деблокирования пласта и нарушению его структуры, сопровождающемуся выносом песка или образованием глинисто-песчаных пробок в скважине. Кроме того, так как деблокирование пласта после глушения указанной эмульсией необходимо проводить при повышенной депрессии, возникает необходимость дополнительной кислотной обработки пласта. В результате присутствия в составе данной эмульсии минерального наполнителя ХОМ, выполняющего роль твердой фазы и кольматирующего поровое пространство пласта при разрушении пеноэмульсии, даже при обработке пласта кислотой с целью растворения мела восстановить проницаемость пласта до уровня, близкого к доремонтному, не представляется возможным. Это приводит к увеличению сроков освоения скважины и выхода ее на доремонтный режим эксплуатации;

- известен пенообразующий состав для глушения скважин, рецептура которого имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:

Пенообразователь на основе водного раствора лигносульфонатного реагента	4-20
Углеводородная жидкость	12-31
Смесь измельченных ростков трехдневного ячменя с порошкообразным лигносульфонатным реагентом, выбранным из группы: лигно-сульфонат технический, конденсированная сульфит-спиртовая барда, феррохромлигно-сульфонат, лигназ	3-10
Водный раствор хлорида кальция плотностью 1120-1280 кг/м3	остальное

причем соотношение в указанной смеси 1:0,5-2,0, а в качестве указанного пенообразователя он содержит реагент, выбранный из группы: лигносульфонат технический, конденсированная сульфит-спиртовая барда, ферро-хромлигносульфонат, лигназ в виде водного раствора плотностью 1130 кг/м³ (см. патент РФ №2208036 от 18.09.2001 г. по кл. С 09 К 7/08, Е 21 В 43/12, опубл. в ОБ №19, 2003 г.).

Недостатками указанного пенообразующего состава являются его пониженные физико-химические параметры и технологические свойства. Это обусловлено следующими причинами: пониженная кратность пены при сохранении ее удовлетворительной устойчивости к отделению водной фазы является следствием высокого содержания углеводородной жидкости в составе - до 31 мас.%, которая выполняет функцию стабилизатора, одновременно являясь пеногасителем. В связи с недостаточной кратностью пенообразующего состава не удается получить пену с минимальной плотностью, что необходимо для глушения скважин с рыхлыми слабосцементированными пластами в условиях АНПД с целью предупреждения их разрушения в случае применения блокирующих систем с более высокой, чем определяемая характеристикой пласта и горно-геологическими условиями скважины плотностью. Снижению кратности данного состава способствует и тот факт, что состав содержит раствор хлорида кальция довольно высокой плотности - до 1280 кг/м³. Нестабилизированный фазовый состав ввиду того, что используемые в качестве наполнителя ростки ячменя, как и любой наполнитель растительного происхождения, отличаются гидрофобными свойствами, так как содержат жиры. Поэтому их равномерное распределение в объеме гидрофильной дисперсионной среды указанного состава весьма проблематично и осуществляется в определенной степени благодаря адсорбции на их поверхности лигносульфонатов, гидрофобные концы которых ориентированы к частицам ростков ячменя, а гидрофильные - в водную среду. Благодаря этому наполнитель способен распределиться по объему жидкой фазы пены, хотя и неравномерно, что приводит к появлению отдельных незаблокируемых участков и возможности фильтрации жидкости из состава в пласт.

Применяемые в пенообразующем составе виды лигносульфонатов являются хорошими разрыхлителями горных пород как поверхностно-активные вещества (ПАВ) с высокой сорбционной способностью на поверхности раздела фаз. Поскольку все применяемые лигносульфонаты (кроме лигносульфонатов технических) представляют собой модифицированные поливалентными катионами или альдегидами (спиртами) формы, их активность к конденсационному влиянию катионов кальция (из присутствующего в составе хлорида кальция) незначительна. Поэтому существует вероятность взаимодействия хлорида кальция с пластовыми флюидами с образованием малорастворимых продуктов, кольматирующих пласт. В результате структура последнего изменяется, что может привести к повышению давления деблокирования, а при проведении работ в скважинах с рыхлыми слабосцементированными пластами - к пескопроявлениям и образованию глинисто-песчаных пробок в скважине. Как правило, при таких осложнениях коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта не достаточно высокий. Это приводит к увеличению сроков освоения скважины и времени выхода на доремонтный режим эксплуатации и, как следствие, к снижению объемов добываемой продукции;

- известен пеноэмульсионный состав для глушения скважин, рецептура которого имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:

Хлорид кальция, водный раствор плотностью 1180-1200 кг/м3	61,7-66,2
КССБ, водный раствор 25%-ной концентрации	17,2-17,3
Углеводородная жидкость	13,9-14,2
Травяная мука (ТМ)	2,7-6,8

(состав пересчитан из мас.ч. в мас.%: см. патент РФ №2205943 от 20.09.2001 г. по кл. Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08, опубл. в ОБ №16, 2003 г.). В качестве ТМ состав содержит измельченные растительные отходы зерновых хлебов или зернобобовых, или масличных, или прядильных культур, или смеси трав однолетних и многолетних растений.

Недостатками указанного пеноэмульсионного состава являются его пониженные физико-химические параметры и технологические свойства. Это обусловлено следующими причинами: состав характеризуется недостаточно равномерным распределением наполнителя по объему пеноэмульсии, что обусловлено гидрофобным характером наполнителя - ТМ вследствие наличия на поверхности ее частиц жировой пленки, препятствующей смачиванию и пропитыванию наполнителя водным раствором дисперсионной среды. Имеющая низкую плотность ТМ по сравнению с плотностью дисперсионной среды, в которой находится в пеноэмульсии, не достаточно равномерно распределяется по столбу пены в скважине, что негативно сказывается на закупоривающей способности состава и снижает эффективность его применения в условиях АНПД.

Вследствие гидрофобного характера ТМ состав имеет недостаточно высокий показатель кратности пены, обусловленный гашением последней на поверхности частиц ТМ в результате наличия на них жировой пленки, что ограничивает применение состава в скважинах с рыхлыми слабосцементированными пластами.

Указанный пеноэмульсионный состав может оказывать неблагоприятное влияние на структуру пласта. В совокупности с “расклинивающим” (разрыхляющим) породу действием КССБ как ПАВ хлорид кальция в процессе физико-химического воздействия его на цементирующий материал рыхлых пород пласта - глину вытесняет катионы натрия из обменного комплекса, и глина превращается в кальциевую. Такая перестройка приводит к нарушению структуры слагающей стенки скважины рыхлой породы, изменению ее естественной проницаемости.

Взаимодействие хлорида кальция с пластовой жидкостью приводит к образованию продуктов реакций, объем которых в несколько раз превышает объем исходных соединений (например, образование гипса при наличии в пластовой воде сульфат-иона). Происходит частичная кольматация пласта, обусловливающая необходимость повышения давления его деблокирования после завершения ремонтных работ, в результате чего появляется вероятность возникновения пескопроявлений и образования в скважине глинисто-песчаных пробок. Коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта снижается, что сокращает срок освоения скважины и время ее выхода на доремонтный режим эксплуатации;

- в качестве прототипа взят пенообразующий состав для глушения скважин, рецептура которого имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:

КОФС	0,05-0,22
КССБ, водный раствор 25%-ной концентрации	17-19
Углеводородная жидкость	12-15
Торф	3-7
Водный раствор хлорида кальция плотностью 1180-1200 кг/м3	остальное

(см. патент РФ №2152973 от 26.05.1998 г. по кл. С 09 К 7/08, опубл. в ОБ №20, 2000 г.).

Недостатками указанного пенообразующего состава являются его пониженные физико-химические параметры и технологические свойства. Это обусловлено следующими причинами: недостаточно равномерное распределение наполнителя - торфа - по объему пенообразующего состава обусловлено его большой влагоемкостью, в результате чего нарушается стабильность состава. При этом более легкая дисперсная фаза - углеводородная жидкость - в виде масляных капель отличается по плотности от второй дисперсной фазы - торфа, - пропитанного водным раствором хлорида кальция. Происходящее во времени за счет разности плотностей перераспределения дисперсных фаз в объеме пенообразующей жидкости не обеспечивает его достаточно стабильного фазового состава и приводит к снижению эффективности применения в условиях АНПД.

Образующаяся из указанного состава пена имеет низкий показатель кратности, что обусловлено действием КОФС, состоящего из спиртов (фурфурилового и диолов), являющихся пеногасителями и дестабилизаторами псевдоэмульсионных пленок. Поэтому при вспенивании состава образуется низкократная пена с повышенной плотностью, что снижает эффективность применения состава при глушении скважин с АНПД и рыхлыми слабосцементированными пластами.

Из-за низкой скорости формирования фильтрационного барьера часть дисперсионной среды состава проникает в пласт, снижая его фазовую проницаемость, что приводит к увеличению времени освоения скважины и выхода на доремонтный режим эксплуатации.

К недостаткам состава относится также способность КССБ и хлорида кальция к физико-химическому взаимодействию с цементирующим материалом рыхлых пород. Влияние хлорида кальция на рыхлую слабосцементированную породу пласта обусловлено следующим: хлорид кальция взаимодействует с пластовой жидкостью с образованием труднорастворимых осадков (например, при наличии в пластовой воде сульфат-иона), что приводит к повышению давления деблокирования пласта и нарушению его структуры, сопровождающемуся выносом песка или образованием глинисто-песчаных пробок в скважине. Результатом является снижение коэффициента восстановления проницаемости продуктивного пласта.

Активность КССБ снижена за счет модифицирующего действия КОФС. Однако, поскольку содержание КОФС в составе незначительно, “расклинивающее” действие КССБ на цементирующий материал рыхлых пород пласта продолжает иметь место, что приводит к изменению структуры пласта за счет физико-химического взаимодействия состава с цементирующим материалом рыхлых пород и, как следствие, снижает естественную проницаемость пласта.

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

улучшаются физико-химические параметры пенообразующего состава:

- стабилизируется фазовый состав за счет равномерного распределения наполнителя растительного происхождения, что повышает эффективность применения состава в условиях АНПД;

- повышается кратность пены, что позволяет расширить диапазон применения состава в различных горно-геологических условиях;

- уменьшается физико-химическое взаимодействие пенообразующего состава с цементирующим материалом рыхлых пород пласта, что предотвращает снижение его естественной проницаемости;

улучшаются технологические свойства пенообразующего состава:

- снижается давление деблокирования пласта после проведения ремонтных работ, что предотвращает пескопроявление и образование глинисто-песчаных пробок в скважине;

- повышается коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта, что сокращает срок освоения скважин и время выхода на доремонтный режим эксплуатации, способствует добыче дополнительного объема газа.

Технический результат достигается с помощью известного пенообразующего состава для глушения скважин, состоящего из углеводородной жидкости, смеси ПАВ, одним из компонентов которой является водный раствор лигносульфонатного реагента 25%-ной концентрации, наполнителя растительного происхождения и водного раствора хлорида кальция 20%-ной концентрации, который в качестве лигносульфонатного реагента содержит лигносульфонат технический порошкообразный (ЛСТП), в качестве другого компонента смеси ПАВ - гексаметилентетрамин, а в качестве наполнителя растительного происхождения - торф или ТМ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородная жидкость	12-14
Водный раствор ЛСТП
25%-ной концентрации	17-21
Гексаметилентетрамин	0,17-0,63
Торф или ТМ	3-6
Указанный раствор хлорида кальция	остальное

причем соотношение мас.ч. между указанным раствором ЛСТП и гексаметилентетрамином 1:0,01-0,03 соответственно. В качестве ТМ он содержит измельченные растительные отходы зерновых хлебов или зернобобовых, или масличных, или прядильных культур, или смеси трав однолетних и многолетних растений.

Заявляемый состав соответствует условию “новизны”.

ЛСТП используют по ТУ 13-0281036-15-90, гексаметилентетрамин - по ГОСТ 1381-73, ТМ - по ГОСТ 18691-88, в качестве углеводородной жидкости применяют дизельное топливо или газовый конденсат - по ГОСТ 305-82, хлорид кальция - по ГОСТ 4460-77.

Торф представляет собой органогенную породу, образованную скоплением остатков растений, подвергшихся неполному разложению в условиях болот при затрудненном доступе воздуха и большой влажности. Сухое вещество торфа состоит из не полностью разложившихся растительных остатков, продуктов разложения растительных тканей в виде частиц или агрегатов перегноя (гумуса), минеральных веществ. Содержание органического компонента в торфе составляет 80-99% на сухое вещество, гуминовых соединений в органическом компоненте - в пределах 16-86%.

Торф содержит (кроме гуминовых) комплекс различных органических соединений: гемицеллюлозу, смесь высокомолекулярных полимеров целлюлозы, органоминеральные вещества с гидрофильными и гидрофобными компонентами, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин, а также низкомолекулярные соединения. Гидрофильные компоненты торфа содержат активные функциональные группы: карбоксильную (СООН), гидроксильную (ОН), карбонильную (С=О), фенольную (С₆Н₆ОН), аминную (NН₂) и другие. Эти группы могут взаимодействовать друг с другом через водородные связи, а также через одну или несколько молекул воды, через поливалентные катионы. Гидрофобная составляющая торфа представлена, в основном, битумами.

ТМ готовят из растительных отходов зерновых хлебов или зернобобовых, или масличных, или прядильных культур, или смеси трав однолетних и многолетних растений, богатых протеином и клетчаткой. Для приготовления ТМ могут быть также использованы солома и мякина.

Основной состав сырья для приготовления ТМ следующий, мас.%: протеин 4,4-16,9; жир 1,3-7,5; клетчатка 26,4-42,9; безазотистые экстрактивные вещества 36,2-48,7; зола 7,5-16,5 (см. Состав и питательность кормов: Справочник / И.С.Шумилин, Г.П.Державина, А.М.Артюшин и др.; Под ред. И.С.Шумилина. - М.: Агропромиздат. - 1986. - 303 с.).

В таблице приведен основной химический состав ТМ, приготовленной из различных сельскохозяйственных культур и их отходов.

Таблица
Сырье для приготовления ТМ	Химический состав, мас.%
Протеин	Жир	Клетчатка	БЭВ	Зола
Трава естественных угодий	13,0	2,9	28,5	45,3	10,3
Однолетние травы	13,2	3,0	26,4	45,6	11,8
Многолетние травы	14,4	3,4	29,2	44,3	8,7
Смеси:
- бобовых культур	16,9	2,6	27,3	42,6	10,6
- злаковых культур	11,7	2,9	27,9	48,7	8,8
- злаково-бобовых культур	12,9	3,0	27,7	47,5	8,9
Подсолнечник	11,7	7,5	29,7	39,3	11,7
Мякина:
- пшеничная	9,0	1,3	37,0	36,2	16,5
- гречишная	12,6	-	26,6	47,2	13,6
- соевая	15,2	5,7	29,2	40,8	9,1
Солома:
- пшеничная	4,4	1,6	42,9	43,3	7,8
- гречишная	7,5	1,8	37,6	42,4	10,7
- суданской травы	5,8	1,4	40,4	44,8	7,5

Исходное сырье для приготовления ТМ из сельскохозяйственных культур или их отходов предварительно измельчается в сечку с размером частиц до 100 мм в агрегатах типа ИК-3, ИГК-30А, РСС-6 и др. Затем измельченная масса с размером частиц от 20 до 100 мм поступает в универсальные мельницы или дробилки типа АВМ, МДУ и др., где измельчается до степени помола с остатком на сите (размер ячейки 3 мм) не более 5%.

Наличие в пенообразующем составе частиц наполнителя растительного происхождения - торфа или ТМ ряда органических соединений с различными функциональными группами обусловливает реализацию коллоидно-физических свойств образующейся дисперсной системы.

Совместное применение используемых компонентов способствует получению заявляемого пенообразующего состава, обладающего улучшенными физико-химическими параметрами и технологическими свойствами, обеспечивающими эффективность глушения скважин в условиях АНПД в процессе проведения ремонтных работ, в том числе в скважинах с рыхлыми слабосцементированными пластами. Это обусловливается следующими процессами.

В водной дисперсионной среде пенообразующего состава торф находится в виде частиц шарообразной, овальной и волокнистой формы, и процесс образования коллоидно-дисперсных структур имеет сложный характер. Межмолекулярные силы взаимодействия частиц торфа проявляются как результат взаимодействия флуктуации электромагнитного поля. Взаимодействие между макромолекулами органических веществ осуществляется через молекулы воды, а также посредством водородной связи (это же относится и к ТМ, имеющей сходный с торфом химический состав). При наличии поливалентных катионов в дисперсионной среде, в которой находятся указанные наполнители растительного происхождения, - торф или ТМ, имеют место гетерополярные взаимодействия (сшивка их макромолекул): появляются надмолекулярные образования и органоминеральные комплексы, которые могут объединяться в ассоциаты (агрегаты) различной компактности. При этом фазовая (агрегативная) стабильность состава снижается.

Макромолекулы ЛСТП представляют собой неупорядоченные ветвистые спирали с различной степенью уплотнения. Низкомолекулярные фракции, как правило, имеют линейный характер. Отчетливая полидисперсность, наличие заряда, высокая степень диссоциации указывают, что преимущественное значение имеют сильно ассоциированные высокогидрофильные полиионы. Строение их в виде ароматических цепей с включенными в них функциональными группами определяет дипольный характер, поверхностную активность, высокую адсорбционную и реакционную способность ЛСТП.

Применяемый в составе водный раствор ЛСТП 25%-ной концентрации с рН=4,5 активно взаимодействует с гексаметилентетрамином, имеющим щелочной характер. При этом происходит разветвление цепей низкомолекулярных фракций ЛСТП линейного характера. С другой стороны, гексаметилентетрамин, омыляя жиры на поверхности частиц ТМ или взаимодействуя с гуминовыми кислотами торфа, изменяет свойства поверхностного слоя частиц их таким образом, что они становятся адаптированными к водной фазе дисперсионной среды. При этом кратность пены, полученной из заявляемого пенообразующего состава, увеличивается благодаря гексаметилентетрамину за счет снижения с его помощью отрицательного влияния гидрофобной поверхностной пленки частиц торфа или ТМ на способность заявляемого состава вспениваться. Повышенная кратность пены позволяет расширить диапазон применения заявляемого пенообразующего состава и использовать его для глушения скважин в условиях АНПД при низких значениях коэффициентов аномальности (до 0,5).

Поверхность частиц ТМ из гидрофобной становится гидрофильной, а торфа - более сорбционновосприимчивой к ЛСТП (через связку с гексаметилентетрамином), чем к адсорбции и поглощению хлорида кальция. Кроме того, при действии гексаметилентетрамина происходит несложная химическая активация торфа, обязательным элементом которой является поверхностный щелочной гидролиз, в результате чего частицы торфа становятся агрегативно устойчивыми и способными образовывать внутреннюю структуру. За счет этих процессов происходит более равномерное распределение наполнителей - торфа или ТМ по объему, что приводит к стабилизации фазового состава и повышает эффективность применения пенообразующего состава в условиях АНПД.

Функциональные группы ЛСТП низкомолекулярных фракций, прореагировавшие с гексаметилентетрамином, в результате своей высокой сорбционной способности на поверхности частиц торфа или ТМ и капель углеводородной жидкости обусловливают равномерное распределение ЛСТП по поверхности дисперсной фазы. При этом ПАВ на основе лигносульфонатов, провзаимодействовавших с гексаметилентетрамином, адсорбируются на поверхности капель углеводородной жидкости, ориентируясь гидрофобными концами в сторону последней, а гидрофильными - в водный раствор. Такие глобулы упрочняют окружающие воздушные пузырьки поверхностные слои адсорбционной пленки, способствуя в результате действия электростатических сил их более равномерному распределению по объему образовавшейся пены, что также способствует стабилизации ее фазового состава. Таким образом, положительное действие гексаметилентетрамина на низкомолекулярные фракции ЛСТП заключается в том, что улучшается структура и стабилизируется фазовый состав многокомпонентного пенообразующего состава с одной стороны, и снижается “расклинивающее” действие ЛСТП как ПАВ на цементирующий материал рыхлых пород пласта - с другой, что значительно уменьшает взаимодействие других компонентов пенообразующего состава с породой и пластовыми флюидами, способствует уменьшению коэффициента изменения структуры и, следовательно, снижению естественной проницаемости пласта. Последнее обусловлено следующими процессами.

Функциональные группы ЛСТП высокомолекулярных фракций практически не связаны (кроме прореагировавшей с гексаметилентетрамином части линейного характера), что предопределяет возможность их взаимодействия с реакционноспособными ингредиентами пенообразующего состава. Так, при взаимодействии ЛСТП с хлоридом кальция, являющимся одним из компонентов пенообразующего состава, происходит укрупнение их молекул, обусловленное конденсирующим действием поливалентных катионов (Са²⁺). При этом появляется новая коллоидальная фаза, которая, в результате адсорбции на поверхности воздушных пузырьков, образующихся от вспенивания состава, способствует увеличению прочности поверхностного адсорбционного слоя и повышению стабильности пузырьков. В результате этого, а также адсорбции ЛСТП на торфе или ТМ посредством гексаметилентетрамина по вышеописанному механизму, сорбционная способность и реакционная активность ЛСТП как ПАВ по отношению к цементирующему материалу рыхлых пород пласта резко снижается. “Расклинивающее” (разрыхляющее) действие ЛСТП на продуктивный пласт и физико-химическое взаимодействие с ним ЛСТП уменьшаются. Связанный с ЛСТП хлорид кальция, в свою очередь, не оказывает отрицательного влияния на структуру пласта за счет возможного взаимодействия с пластовыми флюидами, содержащими сульфат - ионы, по реакции

СаСl₂+SO

2-

4

+2Н₂О→ CaSO₄·2Н₂О↓ +2Сl^2-.

Образующийся в результате реакции двуводный сульфат кальция (гипс) - малорастворимое соединение - кольматирует поровое пространство пласта и приводит к возникновению объемных напряжений.

В совокупности описанные выше процессы взаимодействия компонентов заявляемого пенообразующего состава предотвращают возможность указанного негативного влияния, что приводит к снижению коэффициента изменения структуры керна (см. акт испытаний) и обуславливает сохранение естественной проницаемости пласта.

Соотношение компонентов в заявляемом пенообразующем составе подобрано таким образом, чтобы несвязанные функциональные группы ЛСТП практически полностью могли прореагировать с хлоридом кальция, что исключает его отрицательное влияние на продуктивный пласт в части взаимодействия с пластовыми водами и возможной при этом кольматации пласта продуктами реакций. Кроме того, частицы применяемых наполнителей растительного происхождения за счет модифицирующего действия гексаметилентетрамина имеют более слабую адгезию к породе пласта, слипания отдельных волокон и концентрации их в виде пробок в поровом пространстве пласта не происходит. В результате давление деблокирования пласта после проведения ремонта в скважине снижается. В условиях рыхлых слабосцементированных пород пластов это предотвращает пескопроявление из скважины и образование в ней глинисто-песчаных пробок.

При продавливании в пласт пенообразующего состава его блокирующие свойства реализуются благодаря образованию в порах и каналах пласта сетчатой структуры из волокон и отдельных частиц торфа или ТМ, ячейки которой заполнены пеноэмульсией (пузырьками воздуха и каплями углеводородной жидкости, распределенными в водном растворе ЛСТП и хлорида кальция). Частицы торфа или ТМ, обладающие достаточной прочностью и эластичностью, удерживаются на неровной поверхности породы за счет волокнистых образований и способности цепляться за шероховатости и выступы породы по мере продвижения в пласт. Образующийся при этом сетчатый каркас имеет свойство „обратного клапана": выдерживает достаточно высокие перепады давления на пласт, то есть в направлении закачки пенообразующего состава, но легко удаляется из пласта при незначительных депрессиях (до 300 кПа), что исключает возможность дилатансии, в результате которой может быть снижена естественная проницаемость продуктивного пласта.

В совокупности вышеуказанные технологические свойства пенообразующего состава повышают коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта (см. акт испытаний). При этом сокращаются сроки освоения скважин и время их выхода на доремонтный режим эксплуатации, увеличивается объем добываемого газа.

Таким образом, достижение технического результата от применения заявляемого состава для глушении скважин с АНПД, в том числе скважин с рыхлыми слабосцементированными пластами, обусловлено совокупностью коллоидно-физических свойств пенообразующего состава, реализующихся благодаря его рецептуре и количественному соотношению компонентов, обеспечивающих стабилизацию фазового состава, уменьшению физико-химического взаимодействия с цементирующим материалом рыхлых пород пласта и улучшению технологических свойств. Благодаря волокнистому строению используемых наполнителей растительного происхождения образуется прочный армирующий каркас и состав не проникает в пласт на большую глубину даже при условии высокой проницаемости пласта. Это в значительной степени облегчает удаление состава из пласта при деблокировании в процессе завершения ремонтных работ и является одним из основных условий восстановления его фильтрационно-емкостных свойств.

Содержание в составе водного раствора ЛСТП 25%-ной концентрации в количестве менее 17 мас.%., гексаметилентетрамина менее 0,17 мас.%, углеводородной жидкости менее 12 мас.% и наполнителя растительного происхождения менее 3 мас.% не обеспечивает образования пенной системы с требуемыми технологическими параметрами.

Содержание в составе водного раствора ЛСТП 25%-ной концентрации в количестве более 21 мас.%., гексаметилентетрамина более 0,63 мас.%, углеводородной жидкости более 14 мас.%. и наполнителя растительного происхождения более 6 мас.% нецелесообразно, т.к. существенного повышения технологических свойств состава не происходит.

Применение в составе гексаметилентетрамина, взятом в соотношении мас.ч. к водному раствору ЛСТП 25%-ной концентрации менее 0,01:1 соответственно, не обеспечивает реализации коллоидно-физических свойств пенообразующей жидкости в отношении ее кратности, стабилизации фазового состава, влияния на продуктивный пласт как со стороны взаимодействия с ним, так и с пластовыми флюидами (повышается коэффициент изменения структуры), а также приводит к снижению коэффициента восстановления проницаемости продуктивного пласта.

Применение в составе гексаметилентетрамина, взятом в соотношении мас.ч. к водному раствору ЛСТП 25%-ной концентрации более 0,03:1 соответственно, не обеспечивает повышения технологических свойств состава, поэтому экономически нецелесообразно.

Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемым пенообразующим составом обеспечивается достижение заявляемого технического результата.

Анализ изобретательского уровня показал следующее.

Известно использование гексаметилентетрамина (уротропина):

- в качестве восстановителя в гелеобразующем составе для изоляционных работ в скважине с целью улучшения его технологических параметров при одновременном увеличении сроков гелеобразования при температурах до 120° С (см. а.с. СССР №1730432 от 24.02.1989 г. по кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ №16, 1992 г.);

- в качестве сшивающего агента: в вязкоупругом составе с целью улучшения изолирующих и прочностных свойств состава (см. а.с. СССР №1452938 от 17.03.1987 г. по кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ №3, 1989 г.); в гелеобразующей композиции для регулирования фронта заводнения продуктивного пласта в смеси с хромсодержащими веществами с целью повышения прочности геля (см. патент РФ №2112137 от 18.06.1996 г. по кл. Е 21 В 43/22, опубл. в ОБ №15, 1998 г.); в вязкоупругом составе для изоляционных работ в скважинах с целью улучшения технологических качеств состава - увеличение прочности, снижение усадки и замедление скорости термической деструкции (см. патент РФ №2147672 от 26.10.1998 г. по кл. Е 21 В 33/138, 43/22, опубл. в ОБ №11, 2000 г.); в составе для регулирования разработки нефтяных месторождений с целью повышения эффективности состава за счет улучшения реологических свойств (см. а.с. СССР №1809000 от 05.06.1991 г. по кл. Е 21 В 33/138, 43/22, опубл. в ОБ №14, 1993 г.);

- в составе для повышения нефтеотдачи пластов с целью расширения области применения последнего для пластов с низкой пластовой температурой ниже 60° С, и улучшения фильтрационных характеристик состава (см. патент РФ №2066743 от 08.02.1993 г. по кл. Е 21 В 43/22, опубл. в ОБ №26, 1996 г.);

- в тампонажном растворе для цементирования нефтяных и газовых скважин с целью повышения предела прочности цементного камня и увеличения сроков схватывания (см. а.с. СССР №1033710 от 12.04.1982 г. по кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ №29, 1983 г.);

- в способе приготовления эмульсионной промывочной жидкости с целью снижения температуры процесса приготовления (см. а.с. СССР №1308611 от 29.10.1985 г. по кл. С 09 К 7/02, опубл. в ОБ №17, 1987 г.); в буровом растворе с целью снижения коррозионной активности последнего по отношению к стальному оборудованию в условиях сероводородной агрессии (см. а.с. СССР №1257083 от 04.12.1984 г. по кл. С 09 К 7/00, опубл. в ОБ №34, 1986 г.);

- в самогенерирующейся пенной системе для освоения скважин с целью самогенерации системы при любой положительной температуре (см. а.с. СССР №1035201 от 01.02.1982 г. по кл. Е 21 В 43/25, опубл. в ОБ №30, 1983 г.);

- в качестве катализатора в способе получения реагента для обработки буровых растворов с целью сокращения продолжительности процесса при одновременном уменьшении расхода реагента (см. а.с. СССР №1252330 от 04.12.1984 г. по кл. С 09 К 7/02, опубл. в ОБ №31, 1986 г.);

- в пенообразующем составе в композиции с сульфонолом для очистки скважин от песчаных пробок с целью повышения пенообразующих свойств состава (см. а.с. СССР №1559119 от 10.03.1987 г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ №15, 1990 г.). Указанный состав содержит уротропин в очень больших количествах (6-10 мас.%), что в 35-156 раз превышает его содержание в заявляемом пенообразующем составе, в котором не сам уротропин является пенообразователем, а повышение кратности пены является следствием взаимодействия уротропина (0,17-0,63 мас.%) с жирами поверхностной пленки торфа или ТМ, которая препятствует вспениванию состава, так как жиры являются пеногасителями.

Представляет интерес жидкость для гидравлического разрыва пласта, которая может быть использована и в качестве жидкости для глушения скважины, содержащая лигносульфонаты технические, модифицированные гексаметилентетрамином и карбамидом (см. патент РФ №2138633 от 17.03.1998 г. по кл. Е 21 В 43/26, опубл. в ОБ №27, 1999 г.). Указанная жидкость не может применяться для глушения скважин с рыхлыми слабосцементированными пластами, поскольку имеет высокую плотность (1210-1230 кг/м³), что недопустимо для условий АНПД. Кроме того, используемые в составе лигносульфонаты технические, модифицированные гексаметилентетрамином и карбамидом, представляют собой готовый товарный продукт, в котором макромолекулы солей лигносульфоновых кислот посредством активных функциональных групп связаны гексаметилентетрамином и