RU2085567C1

RU2085567C1 - Пенообразующий состав для освоения скважин

Info

Publication number: RU2085567C1
Authority: RU
Inventors: В.А. Иванов; В.Н. Павлычев; Н.Н. Дуборенко
Original assignee: Иванов Владислав Андреевич
Priority date: 1992-08-06
Filing date: 1992-08-06
Publication date: 1997-07-27

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пенообразующим составам для освоения скважины. Пенообразующий состав для освоения скважины содержит мочевину, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, инициатор реакции гидродифторид, пенообразователь, хлорид аммония, диспергатор-стабилизатор пены и воду. Пенообразующий состав можно использовать как в твердом, так и в жидком состоянии и применять его для других процессов интенсификации добычи нефти и газа. 2 з.п. ф-лы, 5 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам для освоения скважины.

Известен способ термической обработки призабойной зоны пласта [1] за счет тепловой энергии экзотермической реакции химического взаимодействия нитрида натрия и хлорида аммония в присутствии инициатора реакции органической кислоты.

Недостатками применения данного способа получения тепловой энергии является высокая трудоемкость процесса (изготовление специальных контейнеров и использование их для спуска органической кислоты инициатора реакции в скважину).

Известна самогенерирующая пенная система, содержащая мочевину, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, кислоту, ПАВ уротропин и воду [2]
В качестве газонасыщенного агента в этом составе является диоксид углерода и азот, образующиеся в результате взаимодействия исходных газовыделяющих компонентов:

Недостатками данной системы являются: невысокая стабильность пены; низкая эффективность процесса освоения скважины; высокие затраты при освоении скважины.

Целью изобретения является сокращение затрат и повышение эффективности освоения скважины за счет депрессии на пласт с одновременной пеноглинокислотной и термической обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), а также промывки и очистки забоя скважины от мехпримесей, песка, продуктов коррозии и асфальтосмолопарафиновых веществ и вынос их на дневную поверхность за счет флотационных сил пены.

Указанная цель достигается тем, что известная самогенерирующая пенная система для освоения скважины, содержащая мочевину, нитрид щелочного или щелочно-земельного металла, кислоту (инициатор реакции), ПАВ и воду, дополнительно содержит хлорид аммония, стабилизатор пены (флотореагент) - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или полиакриламид (ПАА), а в качестве инициатора реакции глинокислоту гидродифторид или гексафторосиликат аммония при следующих соотношениях исходных компонентов, мас.

Мочевина 0 12,8
Нитрид щелочного или щелочно-земельного металла 12,1 58,7
Глинокислота 0,2 24,3
Хлорид аммония 0 41,0
КМЦ или ПАА 0,1 1,5
ПАВ 0,1 1,5
Вода остальное.

Газовыделение и образование пены происходит самопроизвольно при смешении исходных компонентов при любых положительных температурах.

Инициатором (катализатором) химического взаимодействия является глинокислота.

Пенообразующий состав, не содержащий инициатора реакции, свою работоспособность проявляет также при температуре реакционной среды 80^oC, инициирование химической реакции происходит за счет термического катализа. Зависимость скорости химического взаимодействия хлорида аммония с нитритом натрия от концентрации гидрофторида аммония при температуре 20^oC приведены в табл. 1. Концентрация ПАВ (ОП-10) 0,5 мас. в растворе, инициатор реакции вводится в реакционную смесь в виде цилиндрических брикетов (стержней), приготовленные из тестообразной смеси, содержащей мас. гидродифторид аммония 96,0; стабилизатор пены (структурообразующий агент) КМЦ 0,4; вода остальное.

Процесс химического взаимодействия этих соединений имеет следующий вид:

или общая схема:

где
a, b коэффициенты химического уравнения
Q q' + q'' тепловой эффект реакции.

Разложение азотистокислого аммония по уравнению (7) происходит мгновенно и при этом выделяется большое количество тепла, около 300 кДж/моль.

Увеличение концентрации инициатора химической реакции ускоряет процесс образования пены (табл. 1).

Минимальная концентрация глинокислоты, при которой работоспособность предлагаемого состава удовлетворительная, зависит от массового соотношения хлорида аммония и глинокислоты, следовательно, коэффициентов a и b в химическом уравнении (II).

Соотношения a и b должно быть меньше или равно 100,0, в противном случае состав проявляет низкую работоспособность. Нижняя пороговая концентрация хлорида аммония в этом составе равна 9,0 мас. ниже этой концентрации работоспособность состава поддерживается с увеличением концентрации инициатора реакции (табл. п.п. 3 6).

Избыток азотистой кислоты, образовавшийся по уравнению (6) или (8 и 11), устраняется введением в состав мочевины, которая реагирует с азотистой кислотой с выделением дополнительного количества газообразных продуктов и воды:
(NH₂)₂CO+2HNO₂_→ 2N₂↑+CO₂↑+3H₂O (12)
Обобщенная схема взаимодействия исходных компонентов в предлагаемом составе будет иметь следующий вид:

где
a и b коэффициенты химического уравнения;
m индекс химической формулы молекулы вещества;
Me щелочной или щелочно-земельный металл.

В случае когда в качестве глинокислоты в предлагаемом составе выступает гексафторосиликат аммония общая схема имеет вид:

Рассмотрим частичный случай уравнения (13), когда a 1; b 0; m 1; Me Na, тогда химическое уравнение примет вид:

По уравнению (15) выделение теплохимической энергии минимальное, так как большая часть тепловой энергии [1] образуется при взаимодействии хлорида аммония с нитритами металла в присутствии катализатора глинокислоты по уравнению (10).

Глинокислота в результате гидролиза (2) образует фтористоводородную (плавиковую) 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 горную породу и бетонитовую глину при температуре 20^oC.

Введение в предлагаемый состав ПАВ и водорастворимых полимерных соединений типа КМЦ или ПАА повышают стабильность и флотационные свойства пены. Эти физико-химические свойства пены существенно улучшаются при содержании в пенообразующем составе полимерных соединений в количестве 0,05 - 1,5 мас. и при концентрации ПАВ равной 0,1 1,5 мас. Кроме того, они способствуют уменьшению степени поглощения воды породами пласта, снижению разбухаемости глины и обеспечиванию более глубокому проникновению кислоты в пласт, следовательно, повышению эффективности обработки призабойной зоны пласта.

Технология практического применения предлагаемого пенообразующего состава предусматривает несколько способов реализации технологической операции по освоению скважины.

Первый способ. Освоение скважины за счет депрессии на пласт с одновременной теплохимической обработкой ПЗП, промывки и очистки забоя скважины.

Приготавливают на устье скважины или стационарно водный раствор, содержащий мочевину, хлорид аммония, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, ПАВ и доводят его до забоя скважины. Инициатор реакции готовят в виде цилиндрических брикетов, изготовленных из тестообразной смеси, содержащей 5,0 20,0% водный раствор КМЦ или ПАА и глинокислоту. Расчетное количество брикетов последовательно забрасывают во внутрь насосно-компрессорных труб (НКТ) через сальник-лубрикатор, установленный на устье скважины.

Второй способ. Освоение скважины с одновременной глинокислотной обработкой ПЗП. Готовят 3 10 раствор КМЦ или ПАА и оставляют его для набухания на 3 4 ч. Размельчают исходные компоненты каждый в отдельности до порошка и составляют на основе 3 10%-ного водного раствора КМЦ или ПАА две тестообразные смеси:
смесь "А" получают при перемешивании хлорида аммония, мочевины и глинокислоты в растворе КМЦ или ПАА. Соотношение компонентов в смеси должно быть, мас. хлорид аммония 0 93,0; мочевина 1,0 33,8; глинокислота 2,0 - 64,2; КМЦ или ПАА 0,1 1,0; вода остальное;
смесь "Б" содержит нитрид щелочного или щелочно-земельного металла, стабилизатор пены и ПАВ в мас. нитрид металла 93,0 94,5; ПАВ 0,5 2,0; КМЦ или ПАА 0,1 0,5; вода остальное.

Полученные смеси формуют и прессуют в виде цилиндрических брикетов (стержней) и сушат. Изготовленное таким образом расчетное количество брикетов доводят до забоя скважины так же, как в первом способе инициатор реакции.

Последними вводят брикеты марки "Б".

Третий способ. Состав готовят в виде двух растворов высокой плотности:
раствор N 1 готовят в виде тонкодисперсной системы, содержащей глинокислоту, хлорид аммония и стабилизатор пены (КМЦ или ПАА) в количестве от 1,0 до 3,0% с плотностью свыше 1,00 г/см³;
раствор N 2, содержащий мочевину, нитрит металла, КМЦ или ПАА с концентрацией 1,0 3,0% и ПАВ, также с плотностью выше 1,00 г/см³.

Полученные растворы последовательно, с интервалом 1,0 1,5 ч, доводят до забоя скважины. Выпадение растворов до забоя скважины происходит за счет разницы плотностей растворов и скважиной продукции, чем выше эта разница, тем быстрее протекает гравитационное выпадение растворов.

Предлагаемый пенообразующий состав позволяет освоить как добывающие и нагнетательные скважины 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^oC.

Составляют водный раствор N 2, содержащий гидродифторид аммония, хлорид аммония и КМЦ с концентрацией 1%
Раствор N 1 готовят растворением в 1,0% -ном водном растворе ПАВ (сульфанол НП-3), мочевины, нитрита натрия.

Стехиометрические соотношения исходных компонентов рассчитывают по уравнению химической реакции (13), где коэффициенты a и b находят из весового соотношения хлорида аммония и гидродифторида аммония.

Весовое содержание в граммах и соотношения исходных компонентов мас. в этих растворах приведены в табл. 3.

В табл. 3 приведены также весовые соотношения растворов N 1 и 2, результаты лабораторных испытаний (кратность пены, изменение температуры раствора).

Перед вводом в модель скважины растворов N 1 и 2, заполняют модель на 10 15% ее высоты нефтью с плотностью 0,86 г/см или керосином с плотностью 0,82 г/см³.

Граничные соотношения исходных компонентов зависят от: весового соотношения хлорида аммония и глинокислоты; стехиометрических соотношений остальных компонентов к глинокислоте или хлориду аммония. При условии, когда содержание в исходном составе хлорида аммония стремится к нулю, то нижним граничным условием для глинокислоты (гидродифторида аммония) является такая ее концентрация, когда иницирование химической реакции достаточно для получения пены кратностью более 4,0 при 20^oC.

В табл. 4 приведены результаты лабораторных испытаний предлагаемого состава, не содержащего хлорид аммония.

Концентрация гидрофторида аммония в составе должна быть выше 4,0%
Составление пенообразующего состава из брикетов и растворов определяют граничные условия соотношений компонентов (табл. 5). Весовое соотношение глинокислоты к хлориду аммония не должно превышать 47,0, в противном случае состав проявляет низкую работоспособность (табл. 1).

На основании полученных результатов предлагаемый пенообразующий состав для освоения скважины отличается простотой выполнения технологической операции, экономически выгоден и целесообразен по сравнению с другими известными методами получения пены на забое скважины.

Предлагаемый состав разрешает использовать его как в твердом, так и в жидком состоянии.

Для вызова притока жидкости из пласта после ремонтных работ добывающей скважины, оборудованной 168 мм эксплуатационной колонной глубиной спуска 1650 м, интервалом перфорации 1595 1602 м и насосно-компрессорной трубой с диаметром 63 мм, на конце которой находится воронка или перо выше интервала перфорации на 100 м, необходимо определить объем жидкой части пенообразующего состава и количество каждого компонента, если: инициатор реакции (гидродифторид аммония) доводится до забоя скважины в виде цилиндрических брикетов; имеется в наличии водный раствор нитрита натрия с плотностью 1,20 г/см³; требуется максимально поднять температуру на забое скважины и, чтобы объем выделившегося газа составлял 20,0 объемам скважины.

Такой способ освоения скважины предусматривает:
замену жидкости в НКТ и в затрубном пространстве на нефть с объемом не менее 6,0 м³;
закачку после нефти по НКТ жидкой части состава и продавка ее в пласт нефтью с объемом, равной объему НКТ;
доведение твердой части состава ингибитора реакции до забоя скважины, последовательным забрасыванием брикетов во внутрь НКТ через сальник-лубрикатор;
закрытие скважины и ее выдержку на 1,0 1,5 ч в целях растворения брикетов и протекания химической реакции газовыделения. Процесс газонасыщения раствора контролируют по росту давления на устье скважины, после стабилизации которого скважину пускают на самоизлив;
запуск скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ с исследованием на приток жидкости.

Нитрит натрия с плотностью 1,20 г/см³ имеет концентрацию 28,0 Растворением расчетного количества мочевины, хлорида аммония и ОП-10 в растворе нитрита натрия готовят жидкую часть пенообразующего состава.

Цилиндрические брикеты (стержни) готовят из тестообразной смеси, содержащей 96,0 гидродифторид аммония, 4,0 водный раствор КМЦ с концентрацией 20,0%
Чтобы максимально поднять температуру в реакционной смеси, весовое содержание хлорида аммония должно быть в 47 раз больше весового содержания гидродифторида аммония в составе.

На основании этих условий находят стехиометрические коэффициенты a и b в химическом уравнении (13), составляют для конкретного случая уравнение реакции и находят соотношения исходных газообразующих компонентов:
Коэффициент a 1; b 100; m 1,0; Me Na

Определяют молекулярные массы реагирующих веществ, г:
Мочевина 60,0
Нитрит натрия 104•69 7176,0
Гидродифторид аммония 2•57 114,0
Хлорид аммония 100•53,5 5350,0
При нормальных условиях 1 г/моль газа занимает объем, равный 22,4 л, тогда объем выделившихся газов: V 22,4(102 + 1) 2352,0 л, или на 1 г исходных газообразующих веществ:

Для нахождения массового содержания и соотношения исходных компонентов в пенообразующем составе (содержание ПАВ (ОП-10) 1,0) находят соотношения молекулярных масс относительно молекулярной массы, например, мочевины:

Приняв во внимание, что по условиям задачи в наличии имеется водный раствор нитрита натрия с плотностью, равной 1,20 г/см³ (28,0% концентрации), тогда соотношения компонентов будут, мас.

Мочевина 0,15
Нитрит натрия 18,53
Хлорид аммония 13,82
Гидродифторид аммония 0,29
ОП-10 1,00
Вода Остальное.

Объем выделившихся газов на 1,0 т раствора с таким соотношением компонентов составит:
Q (1,5 + 185,3 + 138,2 + 2,9) • 0,1852 60,7 м³
По условию задачи, чтобы получить газообразных продуктов с объемом, равным 20,0 объемам скважины, необходимо количество пенообразующего состава:

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

Или соответственно каждого компонента в составе, кг:
Мочевина 18,1
Нитрит натрия 2233,1 или 6646,1 л 28
Хлорид аммония 1665,5
Гидродифторид аммония 34,9
ОП-10 120,5
Вода Остальное
Учитывая, что гидродифторид аммония является составляющим цилиндрических брикетов и содержание в нем активной части инициатора реакции 96,0 и КМЦ - 0,8 тогда количество брикетов должно быть 36,3 кг.

Таким образом, для вызова притока жидкости из пласта часть пенообразующего состава в количестве 12015,0 кг доводят до забоя скважины в виде раствора, а остальную часть (инициатор реакции) в количестве 36,3, кг в виде брикетов, которая составляет 0,3 от общего количества пенообразующего состава.

Предлагаемый состав при смешении всех компонентов будет иметь следующие соотношения компонентов, мас.

Мочевина 0,15
Нитрит натрия 18,53
Хлорид аммония 13,82
Гидродифторид аммония 0,29
ПАВ (ОП-10) 1,00
КМЦ 0,01
Вода Остальное
Вместо нитрита натрия могут быть использованы нитриты других щелочных или щелочно-земельных металлов, вместо гидродифторида гексафторосиликат аммония.

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 по схеме (13 и 14).

Предлагаемый способ получения пенообразующего состава для освоения скважины не трудоемок и не требует применения специального оборудования, что позволяет использовать его при получении пены, пеноматериалов, в процессе вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин, ликвидации гидратно-парафиновых пробок в скважинах и других процессов интенсификации добычи нефти и газа.

Claims

1. Пенообразующий состав для освоения скважины, содержащий донор азота, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, инициатор реакции, пенообразователь и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит диспергатор стабилизатор пены, а в качестве донора азота хлорид аммония, а инициатора реакции гидродифторид аммония при следующих соотношениях компонентов, мас.

Нитрит щелочного или щелочно-земельного металла 12,1 58,7
Гидродифторид аммония 0,2 24,3
Хлорид аммония 2,4 41,0
Диспергатор-стабилизатор пены 0,1 1,5
Пенообразователь 0,1 1,5
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он в качестве диспергатора - стабилизатора пены содержит водорастворимое высокомолекулярное соединение - натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы.

3. Состав по пп.1 и 2 отличающийся тем, что он содержит дополнительный донор азота мочевину в количестве не более 12,8 мас.