пенообразующий состав для освоения скважин

Формула изобретения

ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН, содержащий мочевину, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, уксусную кислоту, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гидрооксид щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.

Мочевина 3,5 8,8

Нитрит щелочного или щелочноземельного маталла 8,1 20,2

Уксусная кислота 16,4 41,0

Гидрооксид щелочного металла 8,6 21,6

ПАВ 0,5 1,0

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам, и предназначено для вызова притока жидкости из пласта при освоении скважины.

Известен состав для вызова притока флюида из пласта, содержащий мочевину, сульфат алюминия, поверхностно-активное вещество и воду.

Газонасыщение раствора осуществляется в результате термического гидролиза мочевины по схеме:

CO(NH₂)₂+H₂O __ CO₂+2NH₃ (I)

Недостатками применения данного состава являются:

невысокая газонасыщающая способность из-за растворимости продуктов химической реакции (углекислого газа и аммиака) в воде, в особенности, при высоких давлениях;

коррозия нефтепромыслового оборудования, в особенности из цветных металлов и их сплавов в присутствии аммиака;

ограниченные термические условия (температура в скважине должна быть выше 105^оС).

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому пенообразующему составу является самогенерирующая пенная система, содержащая мочевину, поверхностно-активное вещество, нитриты щелочных и щелочноземельных металлов, кислоту, уротропин и воду [1]

В качестве газонасыщенного агента в этом составе выступают углекислый газ и газообразный азот, образующиеся вследствие взаимодействия исходных компонентов

NaNO₂+H⁺ Na⁺+HNO₂ (2)

(NH₂)₂CO+2HNO₂ __ N₂+CO₂+3H₂O (3)

Недостатками данного состава являются то, что:

при взаимодействии кислоты и солей нитрита при pH 4,0 выделяется бурый газ, под действием которого происходит коррозия оборудования. При температуре состава выше 20^оС азотистая кислота разлагается с выделением диоксида и оксида азота.

Диоксид азота (бурый газ) при взаимодействии с водой образует азотную кислоту по следующей схеме:

2HNO₂ N₂O₃+H₂O (4)

N₂O₃ __ NO₂+NO при t 20C (5)

3NO₂+H₂O 2HNO₂+NO (6) а в присутствии окислителя и свободного кислорода:

4NO₂+2H₂O+O₂ 4HNO₃ (7)

уротропин разлагается с выделением формальдегида и аммиака в кислой среде. Продукты разложения уротропина и сама кислота являются коррозионноактивными агентами;

пенообразование происходит при любых положительных температурах сразу же при смешении исходных компонентов и имеет взрывообразных характер, следовательно возникают трудности при осуществлении технологического процесса при освоении скважины.

Целью изобретения является повышение эффективности освоения скважин за счет газонасыщения раствора и образования пены на забое скважин от термической энергии пласта и снижение коррозии оборудования.

Достигается это тем, что известная пенная система, содержащая мочевину, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, уксусную кислоту, ПАВ и воду, дополнительно содержит гидроокcид щелочного металла при следующих соотношениях компонентов, мас.

Мочевина 3,5-8,8

Нитрит щелочного или щелочно-

земельного металла 8,1-20,2

Уксусная кислота 16,4-41,0

Гидрооксид щелочного

металла 8,6-21,6

ПАВ 0,5-1,0

Вода Остальное

Газонасыщение раствора и образование пены на забое скважины происходит самопроизвольно за счет термической энергии пласта через ряд промежуточных реакций. Например, состав дополнительно содержит гидрооксид натрия, тогда общее химическое уравнение взаимодействия исходных компонентов имеет следующий вид:

aCH₃COOH+вNaOH+(NH₂)₂CO+(a+в)NaNO₂ __

__ aCH₃COONa+(a-в)N₂+ CO₂+H₂O

(8)

где а и в стехиометрические коэффициенты химического уравнения.

Стехиометрические коэффициенты находятся расчетным путем из графиков зависимости скорости газовыделения от pH среды и температуры (фиг.1);

pH среды и весового соотношения уксусной кислоты к гидрооксиду натрия (фиг. 3).

Некоторые значения стехиометрических коэффициентов химических уравнений приведены в табл.1.

Дополнительно введенный в пенообразующий состав гидрооксид щелочного металла образует с уксусной кислотой ацетатный буферный раствор (регулятор pH), а также оказывает влияние на скорость газонасыщения раствора. При низких значениях pH среды, состав интенсивнее образует пену.

Регулирование pH среды способствует снижению коррозии оборудования, при pH>4,0 коррозионноактивный диоксид азота (бурый газ) не выделяется.

Снижение коррозионной активности предлагаемого состава по сравнению с известным подтверждается экспериментальными данными, представленными в табл. 2.

Ацетатный буферный раствор представляет собой смесь растворов слабой кислоты, соли этой кислоты и сильного основания.

CH₃COOH+NaOH CH₃COONa+H₂O (9)

Концентрация ионов водорода (pH) в растворе уксусной кислоты зависит от ее концентрации и степени диссоциации.

Степень диссоциации слабой уксусной кислоты понижается если добавить соль этой кислоты. Чем выше концентрация соли, тем меньше концентрация ионов водорода. Таким образом, изменением концентрации уксусной кислоты и количества ацетата натрия (гидрооксида щелочного металла) можно получать растворы с различным pH.

Механизм действия гидрооксида щелочного металла и его влияние на изменение кислотности состава объясняется следующим образом.

Гидрооксид-ионы щелочи будут связаны с ионами водорода уксусной кислоты в недиссоциированные молекулы воды. Убыль ионов водорода нарушит равновесие диссоциации уксусной кислоты и сместит его вправо, в сторону образования новых ионов водорода по химической реакции (9). Однако при этом увеличивается концентрация соли и степень диссоциации уксусной кислоты немного понизится. Но все эти изменения незначительны и после установления равновесия pH изменится незначительно. Так, при добавлении к 1 л ацетатного буферного раствора (CH₃COOHCH₃COONa) 100 мл 0,1М раствора NaOH pH изменится от 4,73 до 4,82, т. е. менее чем на 0,1. Если же прибавить щелочь к чистой воде, концентрация гидрооксид ионов резко возрастает, концентрация ионов водорода, соответственно уменьшится и pH раствора изменится значительно (от 7 до 11,95).

Разбавление предлагаемого пенообразующего состава водой практически не влияет на изменение pH среды. Взаимодействие исходных компонентов пенообразующего состава происходит с образованием водорастворимых соединений и газообразных продуктов.

Зависимость скорости газовыделения температуры для некоторых значений pH среды состава приведены в табл. 3, из которой видно, что газонасыщение раствора и образование пены протекает при относительно небольших температурах.

При pH буферного раствора равной от 4,0 до 6,0 возможен термический катализ газонасыщения раствора и образование пены в температурных пределах от 40 до 100^оС. Например, при pH равной 4,5 температура начала газовыделения составляет 40^оС, а при pH 6,0-50^оС.

Лабораторные испытания состава для освоения скважин проводились на установке, представляющей модель скважины при нагревании системы со скоростью 3-5^оС за 1 мин.

Для получения пенной системы готовят два раствора по 20,0 г, содержащие в первом растворе нитрит натрия, и во втором остальные компоненты состава так, чтобы при смешении весовые соотношения исходных компонентов в смеси, а также для прототипа соответствовали приведенным значениям по табл.3.

Например, по п.5, чтобы получить пенную систему при pH среды равной 5,5, составляют два раствора: первый раствор 2,3 г нитрита натрия растворяют в воде так, чтобы общий вес составлял 20,0 г и готовят второй раствор, при тщательном перемешивании в течение 15-20 мин, 0,2 г сульфанола НП-3, 1,0 г мочевины, 3,3 г гидрооксида натрия и 6,7 мл 100%-ной уксусной кислоты (или в пересчете на сухой остаток 7,0 г) в воде с таким расчетом, чтобы общий вес составлял 20,0 г.

Свежеприготовленные растворы соединяют и испытывают полученный состав на пенообразующую способность при нагревании.

Из результатов испытаний следует, что составы, имеющие значение pH>4,0 при нагревании не выделяют коррозионноактивный диоксид азота (бурый газ), а при pH 6,0 реакция газовыделения осуществима при температурах выше 100^оС. Дальнейшее повышение температуры способствует термическому гидролизу мочевины (1).

Таким образом, с целью снижения коррозии оборудования и глубины протекания химического взаимодействия газовыделяющих компонентов состава, показатель кислотности буферного раствора должен соответствовать значениям не меньшим 4,0, но не выше 6,0.

Верхние граничные условия соотношения исходных компонентов, мас. в предлагаемом составе определяет растворимость нитрита натрия в воде, равной 44,9% при температуре 20^оС.

При pH среды буферного раствора равной 4,0 и 6,0, эти граничные условия приведены в табл.4.

Нижние граничные условия находятся на основании результатов лабораторного испытания предлагаемого состава на установке при термостатировании системы температурой 80^оС.

Результаты эксперимента приведены в табл.5 и показывают, что образование пены происходит достаточно активно и пенообразующий состав работоспособен, когда содержание исходных компонентов, мас. в нем в 2,0-2,5 раза ниже от максимально возможных значений.

Например, при pH 5 (табл.4) наибольшее содержание мочевины в составе 6,4 мас. уменьшение концентрации мочевины до 2,6 мас. и соответственно других газовыделяющих компонентов в составе в стехиометрических соотношениях (табл. 5) позволяет получить пену кратностью выше 5,0.

Предлагаемый пенообразующий состав для освоения скважин с объемом 1 м³ разрешает получить на забое скважины пену с регулируемой скоростью газонасыщения раствора, до 30 и выше литров в секунду за один технологический цикл (0,5-1,5 ч).

П р и м е р. Для вызова притока жидкости из пласта добывающей скважины при капитальном ремонте глубиной 1600 м, оборудованной 168 мм эксплуатационной колонной и 50 мм НКТ, вскрытой мощности пласта 7,0 м и температурой на забое 65^оС осваивают скважину предлагаемым пенообразующим составом. Необходимо определить: объем состава и количество каждого исходного реагента для газонасыщения раствора на забое скважины и на призабойной зоне пласта; объем продавочной жидкости с радиусом проникновения состава в пласт 0,5 м.

Для состава, содержащего мочевину, нитрит натрия, уксусную кислоту, гидрооксид натрия, ПАВ (сульфанол НП-3) и воду, находят из графиков зависимости:

скорости газовыделения (фиг.1) от pH среды и температуры, для получения наибольшего количества пены при температуре 65^оС pH буферной смеси должно быть 4,0;

pH среды от весового соотношения уксусная кислота к гидрооксиду натрия (фиг.3) определяют, что при pH 4,0 их соотношение соответствует 7,5.

Находят молекулярные массы этих компонентов:

уксусная кислота CH₃COOH: (12+3)+12+2x16+1=60,0 г/моль;

гидроксид натрия NaOH: 23+16+1=40,0 г/моль.

Тогда стехиометрические коэффициенты химического уравнения (8) при в= 1,0:

a 5,0

Общее химическое уравнение газовыделения:

5CH₃COOH+7NaOH+2(NH₂)₂CO+4NaNO₂__ 5CH₃COONa+4N₂+2CO₂+7H₂O (10)

Определяют молекулярные массы и их соотношение относительно молекулярной массы мочевины, таким образом находят весовые соотношения исходных компонентов состава по уравнению (10):

уксусная кислота: уксусная кислота: 2,50

гидрооксид натрия: гидрооксид натрия: 0,33

нитрит натрия: нитрит натрия: 2,30

мочевина: мочевина: 1,0

При нормальных условиях 1 г/моль газа занимает объем 22,4 л, тогда объем газов: V=(4+2)x22,4=134,4 л или на 1 г/моль исходных веществ образуется:

182,6 мл/г

С учетом максимальной растворимости нитрита натрия при 20^оС 44,9% в воде весовые соотношения газовыделяющих компонентов и воды будут:

Мочевина 1,00

Нитрит натрия 2,30

Уксусная кислота 2,50

Гидроксид натрия 0,33

Вода вода 5,12

Объем пласта или пенообразующего состава находят из выражения

QKr²h, где 3,14

К средний коэффициент пористости породы пласта, равный 0,3;

r радиус проникновения, м;

h вскрытая толщина пласта, м.

Q=0,3x3,14x0,5²x7,0=1649,3 л

При содержании ПАВ в составе 0,2 мас. количество каждого компонента должно быть, кг:

Мочевина/ крист. Мочевина/ крист. 146,3 Нитрит натрия/ крист. Нитрит натрия/ крист. 336,5

Уксусная кислота/ 100% Уксусная кислота/ 100% 365,7

Гидрооксид натрия/ крист. Гидроксид натрия/ крист. 48,4

Вода Вода: 749,1 или массовое содержание этих реагентов в составе,

Мочевина 8,9

Нитрит натрия 20,4

Уксусная кислота 22,2

Гидрооксид натрия 2,9

ПАВ 0,2

Вода 45,4

Если 1 г исходных газовыделяющих компонентов образует 182,6 мл газов при нормальных условиях, то 1646,0 кг раствора образуют: (89+ 204+ 222+29) х1,646х0,1826= 163,5 м³ газов или около 45,0 л/сек при условии, что реакция газовыделения в пластовых условиях полностью завершится в течение одного часа.

Приготавливают раствор последовательным растворением расчетного количества компонентов, закачивают последовательно по насосно-компрессорной трубе (НКТ) 3-5 м³ нефти пенообразующий состав и продавливают в пласт нефтью с объемом не менее:

q H

q объем продавочной жидкости или НКТ, м³;

d диаметр НКТ, м;

Н глубина скважины (перфорации), м;

3,14

q 3,14 м³

Скважину закрывают на реагирование и выдерживают 0,5-1,5 ч, затем постепенно стравливают давление через затрубное пространство или НКТ, осуществляют вызов притока жидкости из пласта.

Вместо нитрита натрия могут быть использованы нитриты других щелочных или щелочно-земельных металлов, а вместо гидрооксида натрия другие гидрооксиды щелочных металлов. Процесс образования пены в этом случае ничем не отличается от взаимодействия этих реагентов с другими компонентами.

Примеры приготовления и использования при этом принципиально не различаются, разница состоит лишь в количественных пропорциях взаимодействующих компонентов, которые рассчитываются с использованием общего уравнения реакции (8).

На фиг.2 и 4 приводятся графики зависимости pH среды буферного раствора от весового соотношения гидрооксида калия к уксусной кислоте и скорости газонасыщения раствора в зависимости от pH среды и температуры раствора.

Предлагаемый способ получения пенообразующего раствора для освоения скважин не трудоемок и не требует применения специальной техники и оборудования, что позволяет использовать его при получении пены, пеноцементов, пенополимеров, облегченных буровых и тампонажных растворов, ликвидации песчаных пробок в скважинах, заканчивания скважин и интенсификации других процессов добычи нефти и газа.