Пенообразующий состав для освоения скважин

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам для освоения скважины. Пенообразующий состав для освоения скважин, содержащий мочевину, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, поверхностно-активное вещество (ПАВ), воду, стабилизатор пены (флотореагент) и гидродифторид или гексафторосиликат аммония, а в качестве стабилизатора пены (флотореагента) содержит водорастворимые полимерные соединения - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или полиакриламид (ПАА). Введение в пенную систему водорастворимых полимерных соединений способствует повышению характеристик пены и ее выносящей способности с забоя скважины мехпримесей, песка, асфальто-парафиносмолистых веществ и продуктов коррозии на дневную поверхность за счет флотационных сил пены.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам для освоения скважин.

Известен состав для вызова притока жидкости из пласта, содержащий мочевину, сульфат алюминия, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду [1] Газонасыщение раствора осуществляется в результате термического гидролиза мочевины по схеме: Недостатками применения данного состава являются: ограниченные термические условия протекания химической реакции, гидролиз мочевины происходит при температуре выше 100^oС; газообразные продукты гидролиза мочевины аммиак и диоксид углерода хорошо растворимы в воде, в особенности в пластовых условиях, следовательно, невысокая степень газонасыщения раствора.

Известна самогенерирующая пенная система, содержащая мочевину, ПАВ, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, кислоту, уротропин и воду [2] В качестве газонасыщающего агента в этом составе выступают диоксид углерода и инертный газ азот, образующиеся в результате взаимодействия исходных компонентов: Недостатками данной системы являются: невысокая стабильность пены, низкая эффективность восстановления проницаемости пласта и высокие затраты при освоении скважины.

Целью изобретения являются сокращение затрат и повышение эффективности освоения скважины за счет депрессии на пласт с одновременной глинокислотной и термической обработкой призабойной зоны пласта, а также промывки и очистки забоя скважины от мехпримесей, продуктов коррозии и асфальтопарафиносмолистых веществ и вынос их на дневную поверхность за счет флотационных сил пены.

Указанная цель достигается тем, что известная самогенерирующаяся пенная система для освоения скважины, содержащая мочевину, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, ПАВ, кислоту и воду, дополнительно содержит глинокислоту гидродифторид или гексафторосиликат аммония, стабилизатор пены (флотореагент) карбоксилметилцеллюлозу (КМЦ) или полиакриламид (ПАА) при следующих соотношениях исходных компонентов, масс.

мочевина 1,3-5,2 нитрит щелочного или щелочно-земельного металла 5,4-20,8
кислота 0,4-1,6
гидрофторид или гексафторосиликат аммония 1,9-7,4
КМЦ или ПАА 0,1-1,9
ПАВ 0,04-0,9
вода остальное.

Газонасыщение и пенообразование происходит самопроизвольно при смешении исходных компонентов при любых положительных температурах.

Общая схема взаимодействия реагентов без добавления кислот:

а в присутствии кислот в исходном соотношении компонентов химическая реакция протекает с дополнительным образованием газообразных продуктов:

или общее химическое уравнение реакции запишется:

где Ме щелочной или щелочно-земельный металл;
а коэффициент химического уравнения;
m индекс химической формулы молекулы вещества.

Реакция образования газообразных продуктов полностью смещена вправо и необратима в соответствии с правилом Ле-Шателье. Необратимость химической реакции обусловлена образованием газообразных продуктов, воды и малорастворимых в воде фторидов щелочных и щелочно-земельных металлов, кроме фторида калия. Растворимость этих солей в 100 г воды представлена в табл. 1.

Дополнительно введенный гидродифторид или гексафторосиликат аммония в результате гидролиза или взаимодействия с кислотой образуют фтористоводородную кислоту, которая реагирует и растворяет карбонатно- и глиносодержащие горные породы пласта.

В табл. 2 приведены результаты лабораторных испытаний, показывающие способность водного раствора гидродифторида аммония растворять глиносодержащую породу и бентонитовую глину при температуре 20^oС. Более концентрированный водный раствор гидродифторида аммония при реагировании с образцами горных пород растворяет и разрушает их за счет расклинивающего давления. Использование в сочетании с гидродифторидом аммония летучих кислот (соляной, муравьиной и т.д.) в пенообразующем составе позволяет увеличить фазовую проницаемость по газу, и при этом удается охватить пенным составом пласт с большим радиусом воздействия.

Например, по физико-химическим свойствам хлористый водород (соляная кислота), имеющий критическую температуру 51,4^oС и критическое давление 81,5 атм при пластовых условиях большинства месторождений находится в газовой фазе.

Дополнительно введенный в состав гидродифторид или гексафторосиликат аммония при воздействии с нитритами металлов образует газообразный азот и выделяет при этом тепловую энергию.

Процесс химического взаимодействия этих соединений имеет следующий вид:


Расположение азотистокислого аммония практически происходит мгновенно. Таким образом, с целью повышения эффективности освоения скважины за счет глинокислотной и термической обработки призабойной зоны стехиометрические соотношения исходных компонентов должны рассчитываться по следующему обобщенному химическому уравнению:

где Ме щелочной или щелочно-земельный металл;
а коэффициент химического уравнения;
m индекс химической формулы молекулы вещества.

а 4,0; m 1,0, когда Ме щелочной металл;
a 2,0; m 2,0, когда Ме щелочно-земельный металл.

В случае когда в качестве глинокислоты в предлагаемом составе выступает гексафторосиликат аммония, общая схема взаимодействия газовыделяющих компонентов имеет следующий вид:

где Ме щелочной или щелочно-земельный металл;
m индекс химической формулы молекулы вещества;
a 0,8 коэффициент химического уравнения.

При преобладающем содержании в скелете продуктивных коллекторов карбонатных включений массовое содержание кислоты в пенообразующем составе должно быть увеличено, тогда общая схема взаимодействия (8) примет вид:

где А; В; С; D коэффициенты химического уравнения;
m индекс химической формулы молекулы вещества.

Коэффициенты химического уравнения зависят от массового содержания кислоты и глинокислоты и их весового соотношения между собой. Стехиометрические коэффициенты А перед нитритом металла и В мочевины определяются из следующих соотношений
А 2С + D;
Тогда общая схема (10) имеет вид:

Весовые соотношения кислоты к глинокислоте при карбонатных включениях в продуктивный коллектор стремятся к нулю и должны быть меньше 4,76.

Рассмотрим частный случай, когда С 0; D 2; m 1; Me Na, тогда химическое уравнение запишется
(NH₂)₂CO+2NaNO₂+2H²⁺_→ 2Na⁺+2N₂+CO₂+3H₂O (12)
Уравнение (12) имеет аналогичный вид с уравнением (4).

Например, если пенообразующий состав содержит в качестве нитрита металла нитрит натрия и в качестве кислоты водный раствор хлористого водорода, тогда химическое уравнение (8) примет вид:

Введение в предлагаемый состав ПАВ и водорастворимых полимерных соединений типа КМЦ или ПАА повышает стабильность и флотационные свойства пены. Эти физико-химические свойства пены существенно улучшаются при содержании в пенообразующем составе полимерных соединений в количестве 0,5-1,5 масс. при концентрации ПАВ, равной 0,1-0,5 масс. [3]
Технология практического применения предлагаемого пенообразующего состава предусматривает освоение скважин как добывающих и нагнетательных в процессе их эксплуатации, так и выходящих из бурения или после проведения ремонтных работ.

Пример. Пенообразующий состав готовят в виде двух растворов и испытывают его на лабораторной установке, представляющей собой модель скважины, при температуре 20^oС.

Готовят водный раствор N 1, содержащий мочевину, нитрит натрия и ПАВ (ОП-10) с плотностью от 1,06 до 1,35 г/см³.

Раствор N 2 в виде тонко-дисперсной суспензии с плотностью от 1,02 до 1,15 готовят растворением гидродифторида аммония в водном растворе кислоты и КМЦ с концентрацией от 1,0 до 3,0%
Стехиометрические соотношения исходных компонентов рассчитывают по уравнению химической реакции (8).

Полученные растворы последовательно вводят в модель скважины, наполненной на 10-15% ее высоты нефтью с плотностью 0,86 г/см³ или керосином с плотностью 0,82 г/см³. Результаты лабораторных испытаний приведены в табл. 3, в которой отражены кратность пены, изменение температуры раствора.

Граничные соотношения исходных компонентов зависят от растворимости нитритов металлов в воде и плотности водного раствора N 1, и степени разбавления его компонентов в реальных условиях. Например, растворимость нитрита натрия с 100 г воды при 20^oС 82,9 г или 45,3% а нитрита калия, соответственно 306,7 г или 75,4% Верхние граничные условия соотношения компонентов при наибольшем содержании этих нитридов щелочных металлов в растворе N 1 приведены в табл.4.

Нижние граничные условия находятся из условий полноты гравитационного выпадения раствора N 1 и степени разбавления его компонентов. Концентрация нитрита натрия должна соответствовать не менее 8,0% (плотность 1,06 г/см³) в предлагаемом составе, тогда газонасыщение и образование пены удовлетворительно для достижения поставленной цели. Состав, содержащий нитрит калия менее 12,0% (плотность 1,09 г/см³), имеет неудовлетворительную работоспособность.

Граничные условия, ниже которых работоспособность состава (раствор N 1) неудовлетворительна, приводятся также в табл. 4.

Раствор N 2 в виде тонко-дисперсной суспензии содержит в стехиометрических соотношениях по уравнению (8) гидродифторид аммония или гексафторосиликат аммония по уравнению (9), кислоту и КМЦ или ПАА.

Растворимость гидродифторида аммония в 1000 мл воды 434 г или 30,3% а гексафторосиликата аммония соответственно 187,5 г или 15,8% Чтобы получить раствор N 2 в виде суспензии на основе водорастворимых полимерных соединений типа КМЦ или ПАА с концентрацией 1,0-3,0 мас. глинокислоту вводят в раствор N 2 до 30% в избытке от наибольшей растворимости этих компонентов в воде. Объемные соотношения растворов N 1 и N 2 для получения качественной пенной системы рассчитываются индивидуально для каждого случая и зависят от плотности растворов и массового содержания исходных компонентов в этих растворах (см. пример конкретного выполнения работ).

В табл. 6 приведены граничные условия соотношения исходных компонентов в пенообразующем составе при составлении его из растворов N 1 и N 2, содержащих граничные соотношения компонентов в растворах, а также весовые соотношения этих растворов в предлагаемом составе.

На основании полученных результатов предлагаемый пенообразующий состав для освоения скважины методом гравитационного выпадения его растворов на забой скважины отличается простотой выполнения технологической операции, экономически выгоден и целесообразен при одинаковой интенсивности пенообразования с другими известными методами.

Пример конкретного выполнения
Для вызова притока жидкости из низкопроницаемых пропластков добывающей скважины, оборудованной 168 мм эксплуатационной колонной глубиной спуска 1900 м, насосно-компрессорной трубой с диаметром 63 мм, на конце которой подвешен насос с обратным клапаном на глубине 1200 м и интервалом перфорации 1850-1860 м, необходимо определить объем предлагаемого пенообразующего состава и количество каждого исходного компонента в нем, чтобы получить газообразные продукты с объемом, равным 10 объемам скважины при наличии водного раствора нитрита натрия с плотностью 1,2 г/см³.

Технология освоения скважины предусматривает:
1. Замену скважинной жидкости в затрубном пространстве на нефть до приема насоса.

Объем нефти по межкольцевому пространству определяют по следующей формуле:

где π 3,14
D диаметр эксплуатационной колонны, м;
d диаметр НКТ, м;
h глубина подвески насоса, м;
V объем затрубного пространства, м³:

2. Последовательную закачку в затрубное пространство двух видов растворов пенообразующего состава с выдержкой 0,5-1,0 часа между подачей в скважину этих растворов;
3. Закрытие скважины и ее выдержку в течение 1,0-1,5 часа с целях осуществления технологического и химических процессов. Процесс газонасыщения раствора контролируют по росту давления на устье скважины, после стабилизации которого скважину пускают на самоизлив по затрубному пространству;
4. Запуск скважины в эксплуатацию с исследованием на приток жидкости.

Примечание. При освоении добывающих скважин, эксплуатируемых фонтанным способом и без обратных клапанов и скважин нагнетательных и выходящих из бурения или после проведения ремонтных работ подача и продавка в пласт пенообразующего состава производится по НКТ.

Нитрид натрия с плотностью 1,20 г/см³ имеет концентрацию 28,0% Растворением расчетного количества мочевины, ПАВ в растворе нитрита натрия готовят первую часть пенообразующего состава (раствор N 1).

Раствор N 2 готовят в виде тонко-дисперсной суспензии растворением расчетного количества гидродифторида аммония в 24%-ной соляной кислоте, содержащей 1,5% полиакриламида.

На основании химического уравнения (8) находят стехиометрические соотношения исходных газообразующих компонентов:

Определяют молекулярные массы реагирующих веществ:
2(NH₂)₂CO 2[(14+2)2+12+16] 120 г/моль
3NH₄HF₂ 3(14+4+1+2х19) 171 г/моль
HCl 35,5 + 1 36,5 г/моль
7 NaNO₂ 7(23+14+2х16) 483 г/моль.

При нормальных условиях 1 г/моль газа занимает объем, равный 22,4 л, тогда объем выделившихся газов:
V 22,4 (7+2) 201,6 л
или на 1 г исходных газообразующих веществ:

Для нахождения массового содержания исходных компонентов в пенообразующем составе находят соотношения молекулярных масс относительно молекулярной массы мочевины:




С учетом исходной концентрации нитрита натрия 28,00 масс. и при массовом содержании ПАВ (ОП-10) 0,50% в растворе N 1 соотношения компонентов будут, масс.

Мочевина 6,47
Нитрит натрия 26,06
ОП-10 0,46
Вода остальное.

Готовят раствор N 2 на основе полиакриламида, гидродифторида аммония, взятого в избытке на 20,0% от растворимости его при 20^oС (30,3%) и соляной кислоты при следующих соотношениях компонентов, масс.

Гидродифторид аммония 24,98
Соляная кислота 5,34
ПАА 1,0
Вода остальное.

Приняв во внимание, что массовое содержание в растворе N 1 мочевины 6,47% в растворе N 2 гидродифторида аммония 24,98% и соотношение молекулярных масс гидродифторида аммония и мочевины 1,43, весовые соотношения растворов N 1 и N 2 должны быть:

N 1 N 2 2,70 1,00.

При составлении пенообразующего состава из полученных растворов в указанных весовых соотношениях предлагаемый состав будет иметь соотношение исходных компонентов, масc.

Мочевина 4,72
Нитрит натрия 19,02
Гидродифторид аммония 6,75
Соляная кислота 1,44
ПАА 0,27
ПАВ 0,34
Вода остальное.

Объем выделившихся газов на 1,0 т раствора с таким соотношением компонентов составит:
Q (47,2+190,2+67,5+14,4)х0,2487 79,41 м³
По условию задачи, чтобы получить газообразные продукты с объемом, равным 10,0 объемам скважины, необходимо пенообразующее состава:

где n необходимое количество пенообразующего состава, т;
π 3,14;
D диаметр эксплуатационной колонны, м;
H глубина спуска эксплуатационной колонны, м;
Q объем газов, образующихся на одну тонну состава, м³.

Или, соответственно, каждого раствора и компонента в пенообразующем составе, кг:
раствор раствор N1 - 3870,3 или 3870,3/ρ₁
раствор N2 - 1433,4 или 1433,4/ρ₂
где ρ₁ и ρ₂ плотности растворов N 1 и N 2
Мочевина 250,16
Нитрит натрия 1008,06 или 3,0 м³ 28%
Гидродифторид аммония 357,75
Соляная кислота 76,32 или 0,30 м³ 24%
ОП-10 18,02
ПАА 14,31
Вода остальное.

Вместо нитрита натрия могут быть использованы нитриты других щелочных или щелочно-земельных металлов, вместо гидродифторида аммония гексафторосиликат аммония, а вместо соляной кислоты любая другая кислота.

Процесс образования пены в этих случаях ничем не отличается.

Примеры приготовления и использования пенообразующего состава принципиально не различаются, разница состоит лишь в количественных пропорциях взаимодействующих компонентов.

Предлагаемый способ получения пенообразующего состава для освоения скважин нетрудоемок и не требует применения специального оборудования, что позволяет использовать его при получении пены, пеноматериалов, облегченных буровых и тампонажных растворов, интенсификации других процессов добычи нефти и газа.

Формула изобретения

1. Пенообразующий состав для освоения скважин, содержащий мочевину, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, пенообразователь, кислоту и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гидродифторид или гексафторсиликат аммония и диспергатор-стабилизатор пены при следующем соотношении компонентов, мас.

Мочевина 1,3 5,2
Нитрит щелочного или щелочно-земельного металла 5,4 20,3
Кислота 0,4 1,6
Гидродифторид или гексафторсиликат аммония 1,9 7,4
Стабилизатор пены (диспергатор) 0,1 1,9
Пенообразователь 0,04 0,9
Вода Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве диспергатора-стабилизатора пены используют водорастворимое высокомолекулярное соединение натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4