ГАЗООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ВОДЫ И ОСВОЕНИЯ ГАЗОВЫХ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, в частности к составам для обработки скважин, в том числе поглощающих, для генерации газа и депрессионного воздействия в скважине при проведении подземного ремонта, обработках призабойных зон скважин, для вызова притока из пласта и других работ. Может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности в условиях нормальных и низких пластовых давлений.

Широко известны способы удаления воды с забоя газовых скважин с помощью составов, содержащих поверхностно-активные вещества (ПАВ) различной природы: неионогенного типа [1], анионактивные ПАВ [2] или их смеси [3], не содержащих газовыделяющих реагентов. Основным недостатком указанных составов является их плотность, превышающая плотность нефти, воды, газоконденсата и их смесей. Это приводит к погружению состава на основе ПАВ в зумпф скважин под слой жидкости, находящейся в скважине, и потере основной массы ПАВ без совершения полезной работы по снижению поверхностного натяжения жидкости на границе раздела фаз «жидкость-газ».

Известны составы для удаления воды из газовых и нефтяных скважин, содержащие комплекс ПАВ различной природы и смесь выделяющих углекислый газ реагентов [4]. Основным недостатком указанных составов является высокая растворимость углекислого газа в воде и его сжижение при давлениях выше 80 атм. Это не позволяет обеспечить эффективную конвекцию раствора ПАВ за счет выделения газа на забое скважин и приводит к значительным потерям ПАВ в зумпфе скважин без совершения полезной работы.

Известны способы удаления воды с забоя газовых скважин с помощью пенообразующих составов на основе комплекса реагентов, генерирующих азот или его содержащие смеси газов, с пенообразователями (ПАВ) различной природы. Среди генерирующих газ реагентов широко используется азотгенерирующая система «нитрит натрия - хлорид аммония» [5, 6].

В основе этой азотгенерирующей системы лежит химическая реакция разложения нитрита аммония:

NH₄Cl+NaNO₂→NaCl+NH₄NO₂→(60°С)NaCl+N₂↑+2H₂O

Основными недостатками этой системы являются:

- необходимость повышения температуры выше 60°С или инициирование разложения нитрита аммония для выделения азота путем подкисления или добавления кислот Льюиса, которые нарушают кислотно-щелочное равновесие и придают продуктам реакции коррозионно-опасные кислотные свойства;

- невысокая максимальная газовыделяющая способность состава (182 дм³/кг газовыделяющих реагентов);

Известны пенообразующие газогенерирующие составы для освоения скважин, содержащие регуляторы кислотности, которые не позволяют продуктам реакции иметь коррозионно-опасные кислотные свойства [7]. В качестве регулятора кислотности они содержат, например, диаммонийгидрофосфат. Этот химический состав содержит воду и для инициирования выделения азота - соляную или ортофосфорную кислоту:

2(NH₄)2HPO₄+18Н₃PO₄+114NaNO₂+37CO(NH₂)₂→

→38Nа₃PO₄+114N₂↑+37СО₂↑+191Н₂О

Основными недостатками этого состава являются:

- сложный состав газовыделяющей смеси, состоящей из четырех компонентов;

- наличие в составе газовыделяющей смеси жидких компонентов - растворов ортофосфорной (или соляной) кислоты и воды, что не позволяет производить смесь в виде технологичных и удобных в применении твердофазных стержней или брикетов;

- высокая доля в выделяющейся смеси газов хорошо растворимого в воде углекислого газа (25 об.%);

- высокое содержание в составе воды (от 35,6 до 61,8 мас.%), не несущей полезной «нагрузки» и снижающей удельную газовыделяющую способность состава (150 дм³/кг газовыделяющих реагентов).

Прототипом заявляемого состава является пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин [8], содержащий мочевину, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, кислоту, пенообразователь и воду, отличающийся тем, что дополнительно он содержит стабилизатор пены, а в качестве кислоты кислоту Льюиса при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

В качестве кислоты Льюиса состав-прототип содержит соль алюминия или железа, галогенид или сульфат алюминия, железа, а в качестве стабилизатора пены водорастворимое полимерное соединение - карбоксиметилцеллюлозу или полиакриламид. Дополнительно состав-прототип содержит ингибитор коррозии.

В этой системе для инициирования газовыделения в реакции между нитритом и мочевиной используется инициатор - галогенид или сульфат железа или алюминия (кислоты Льюиса):

2{Al₂(SO₄)₃·9H₂O}+6NaNO₂+6CO(NH₂)₂→4Al(OH)₃↓+3Na₂SO₄+9N₂↑+6CO₂↑+24H₂O

Основными недостатками этой системы являются:

- невысокая максимальная газовыделяющая способность состава (188,5 дм³/кг газовыделяющих реагентов);

- образование нерастворимых в воде продуктов (осадков) - гидроксидов железа или алюминия;

- высокая доля в выделяющейся смеси газов хорошо растворимого в воде углекислого газа (40 об.%);

Решаемая задача и ожидаемый технический результат настоящего изобретения заключаются в разработке более эффективной, простой и технологичной смеси для генерации газов (азота и углекислого газа) в составе для удаления воды и освоения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Обеспечиваются:

- увеличенная газовыделяющая способность смеси реагентов (211 дм³/кг газовыделяющих реагентов);

- отсутствие среди продуктов реакции нерастворимых в воде веществ;

- невысокая доля среди газообразных продуктов реакции углекислого газа (20 об.%);

- полное расходование исходных реагентов;

- сохранение кислотно-щелочного баланса и отсутствие среди продуктов реакции кислотных коррозионно-опасных веществ.

Поставленная задача решается тем, что газообразующий состав для удаления воды и освоения скважин, содержащий нитрит натрия, мочевину и кислоту, отличается тем, что в качестве кислоты содержит сульфаминовую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Оптимальное соотношение указанных компонентов, мас.%:

нитрит натрия - 52,1; мочевина - 11,3; сульфаминовая кислота - 36,6.

Состав содержит дополнительно пенообразователь и стабилизатор пены или ингибитор коррозии в количестве не более массы смеси нитрита натрия, мочевины и сульфаминовой кислоты.

Состав содержит дополнительно воду или жидкое стекло.

Для обеспечения наибольшей газовыделяющей способности реагенты смешиваются в стехиометрическом соотношении для протекания реакции:

В реакции (1) массовое соотношение нитрит натрия: мочевина: сульфаминовая кислота = 276:60:194. Соответственно в мас.%: нитрит натрия - 52,1; мочевина - 11,3; сульфаминовая кислота - 36,6.

Сущность изобретения и его эффективность иллюстрируются следующими примерами практического применения состава и фигурами 1 и 2.

Пример 1

Для оценки эффективности газовыделения при различном соотношении компонентов замерены объемы газов, выделяющиеся при разложении 10 граммов смеси сульфаминовой кислоты, нитрита натрия и мочевины (таблица 1).

Видно, что оптимальным является стехиометрическое соотношение компонентов состава, содержащего сульфаминовую кислоту, нитрит натрия и мочевину: удельная генерация газов 210 дм³/кг смеси (таблица 1). Отклонение от заявленного соотношения компонентов состава снижает его эффективность по удельной генерации газов ниже 200 кг/м³ (таблица 1).

Пример 2

Для освоения нефтяной скважины после проведения соляно-кислотной обработки проведено газодепрессионное воздействие с целью выноса продуктов кислотной обработки из призайбойной зоны скважины и вызова притока путем закачки по технологическим трубкам газогенерирующего состава на забой скважины.

Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 146 мм, текущий забой 1564 м (объект разработки CII, CIV), в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 1548 метров. Дебит до ремонта 0,2 т/сут по нефти и 0,5 м³/сут по жидкости.

На устье скважины приготовили растворы реагентов: сульфаминовой кислоты 100 кг (36,6%), мочевины 31 кг (11,3%) и нитрит натрия 142 кг (52,1%) и последовательно закачали через трубную задвижку в скважину. Расход реагентов обеспечивал генерацию объема газов 57 м³, превышающего объем затрубного пространства скважины в 2,8 раза.

После обработки на устье получен излив газожидкостной смеси в объеме около 5 м³. Свабированием получен приток 6,5 м³/сут жидкости с содержанием воды 10%. После установки ШГН получен стабильный приток 3,6 м³/сут жидкости с обводненностью 7%.

Пример 3

Для освоения нефтяной скважины после проведения соляно-кислотной обработки проведено газодепрессионное воздействие с целью выноса продуктов кислотной обработки из призайбойной зоны скважины и вызова притока путем закачки по технологическим трубкам газогенерирующего состава на забой скважины.

Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 146 мм, текущий забой 3008 м, в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 3000 метров. В ходе подземного ремонта в скважину спущен насос меньшей мощности (ЭЦН-80 заменен на ЭЦН-45).

На устье скважины приготовили реагенты в следующих пропорциях: 35,46% сульфаминовой кислоты (105 кг), 0,03% ингибитора коррозии марки И-21ДМ (0,1 кг), 11,48% мочевины (34 кг) и 53,03% нитрита натрия (157 кг) и последовательно засыпали через открытое устье в скважину. Расход реагентов обеспечивал генерацию объема газов 60 м³, превышающего объем затрубного пространства скважины минимум в 2 раза.

Параметры работы скважины до и после обработки представлены на фиг.1. В результате обработки скважины (середина сентября, показано стрелкой на фиг.1) увеличился дебит нефти, жидкости, возрос межремонтный период.

Пример 4

Для освоения нефтяной скважины после проведения соляно-кислотной обработки проведено газодепрессионное воздействие предлагаемым составом с целью выноса продуктов кислотной обработки из призайбойной зоны скважины и вызова притока. Для этого по технологическим трубкам закачан предлагаемый газогенерирующий состав на забой скважины.

Устройство скважины: диаметр обсадной колонны 146 мм, текущий забой 2914 м, в скважину спущены технологические трубки диаметром 73 мм на глубину 2900 метра. В ходе подземного ремонта в скважину спущен насос прежней мощности (ЭЦН-45-2302).

На устье скважины приготовлены, а затем закачаны в скважину два раствора со следующим соотношением реагентов: сульфаминовая кислота - 38,37% (124 кг), ингибитор коррозии марки И-21ДМ - 0,03% (0,1 кг), мочевина - 10,83% (35 кг) и нитрит натрия - 50,77% (164 кг).

Первый раствор содержал сульфаминовую кислоту (124 кг) и ингибитор коррозии марки И-21ДМ (0,1 кг), второй - мочевину (35 кг) и нитрит натрия (164 кг). Расход реагентов обеспечивал генерацию объема газов 67 м³, превышающего объем затрубного пространства скважины минимум в 2 раза.

Параметры работы скважины до и после обработки представлены на фиг.2. В результате обработки скважины (конец сентября, показано стрелкой на фиг.2) увеличился дебит нефти, жидкости, возрос межремонтный период.

Пример 5

Для выноса воды с забоя газовой скважины проведена обработка путем сброса на забой скважины №110 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) через устьевой лубрикатор прессованных стрежней, содержащих сульфаминовую кислоту, нитрит натрия, мочевину, стабилизатор пены (силикат натрия) и ПАВ (сульфонол).

Конструкция скважины: пробуренный забой - 1840 м, цементный мост - 1640 м, эксплуатационная колонна - 177,8 мм, НКТ - от 88,9 мм до 60,3 мм, кровля пласта 1352 м.

После глушения скважины динамический уровень жидкости повысился с 1427 м до 1368 м. Дебит газа изменился с 48000 м³/сут до 0-12000 м³/сут в пульсирующем режиме. Отдувка скважины газом с целью удаления жидкости положительных результатов не дала. На момент обработки режим работы скважины пульсирующий 0-12000 м³/сут.

Скважина обработана 13 кг состава, содержащего нитрит натрия - 50,00% (6,5 кг), мочевину - 10,77% (1,4 кг), сульфаминовую кислоту - 35,38% (4,6 кг), стабилизатор пены (силикат натрия) - 0,77% (0,1 кг), ПАВ (сульфонол) - 3,08% (0,4 кг). Результаты обработки представлены в таблице 2.

Результаты: обработка предлагаемым составом скважины №110 позволила получить прирост дебита газа на 36-48 тыс. м³/сут. Применение состава позволило сократить время и затраты на технологическую операцию по удалению жидкости с забоя скважины.

Пример 6

Для выноса воды с забоя газовой скважины проведена обработка путем сброса на забой скважины №3019 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) через устьевой лубрикатор прессованных стрежней, содержащих сульфаминовую кислоту, нитрит натрия, мочевину, вяжущее вещество - жидкое стекло (силикат натря) и ПАВ (сульфонол).

Конструкция скважины: пробуренный забой - 1900 м, цементный мост - 1617 м, эксплуатационная колонна - 139,7 мм, НКТ - от 88,9 мм до 73,03 мм, кровля пласта 1518 м.

После КРС скважина работала с дебитом 25000 м³/сут. Три пласта коллектора перекрыты столбом жидкости. Отдувка скважины газом с целью удаления жидкости положительных результатов не дала. До обработки дебит скважины 24000 м³/сут. Выноса жидкости не наблюдалось.

Скважина обработана 18 килограммами состава, содержащего нитрит натрия - 50% (9,0 кг), мочевину - 11,67% (2,1 кг), сульфаминовую кислоту - 35,56% (6,4 кг), вяжущее вещество (жидкое стекло) - 1,11% (0,2 кг), ПАВ (сульфонол) - 1,67% (0,3 кг). Результаты обработки представлены в таблице 3.

При включении скважины в работу на амбар наблюдался стабильный вынос воды. По замеренной плотности выносимая вода - жидкость глушения, использованная при ремонте скважины.

Результаты: обработка составом скважины №3019 позволила получить прирост дебита газа на 2,4 тыс. м³/сут и достичь потенциала скважины, на котором она работала до ремонта.

Источники информации

1. Патент РФ №2069682, С09K 7/08, 27.11.1996.

2. Авт. свид. СССР №1354814, Е21В 21/14, 10.04.1999.

3. Патент РФ №2109928, Е21В 43/00, Е21В 37/06, 27.04.1998.

4. Патент РФ №2223298, С09K 7/08, Е21В 21/14, 10.02.2004.

5. Патент РФ №2250364, Е21В 43/22, 20.04.2005.

6. Патент РФ №2047639, С09K 7/08, 10.11.1995.

7. Патент РФ №2029858, Е21В 43/25, 27.02.1995.

8. Патент РФ №2047641, С09K 7/08, 10.11.1995.