газообразующий состав для удаления воды и освоения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Формула изобретения

1. Состав для удаления воды и освоения скважин, содержащий нитрит натрия, мочевину и кислоту, отличающийся тем, что в качестве кислоты содержит сульфаминовую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нитрит натрия	49,5-54,7
мочевина	10,7-11,9
сульфаминовая кислота	34,8-38,4.

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что соотношение указанных компонентов, мас.%: нитрит натрия - 52,1; мочевина - 11,3; сульфаминовая кислота - 36,6.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что содержит дополнительно пенообразователь и стабилизатор пены или ингибитор коррозии в количестве не более массы смеси нитрита натрия, мочевины и сульфаминовой кислоты.

4. Состав по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что содержит дополнительно воду или жидкое стекло.

Описание изобретения к патенту

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:

NH₄ Cl+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 дм ³/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)2HPO ₄+18Н₃PO₄+114NaNO ₂+37CO(NH₂)₂

38Nа₃PO₄+114N ₂ +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.%:

Мочевина	17,2-17,9
Нитрит щелочного или щелочноземельного металла	48,7-50,7
Кислота Льюиса	25,3-26,3
Пенообразователь	0,7-2,2
Стабилизатор пены	0,2-1,4
Вода	остальное.

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}+6NaNO ₂+6CO(NH₂)₂ 4Al(OH)₃ +3Na₂SO₄+9N ₂ +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.%:

нитрит натрия	49,5-54,7
мочевина	10,7-11,9
сульфаминовая кислота	34,8-38,4.

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).

Таблица 1.
Масса смеси, г	Содержание, мас.%			Объем газов, дм3	Удельная газогенерация, дм 3/кг
	Сульфаминовая кислота	Нитрит натрия	Мочевина
10	36,6	52,1	11,3	2,10	210
10	34,8	54,5	10,7	2,00	200
10	38,4	49,7	11,9	2,02	202
10	32,0	58,0	10,0	1,83	183
10	40,0	43,0	17,0	1,74	174

Видно, что оптимальным является стехиометрическое соотношение компонентов состава, содержащего сульфаминовую кислоту, нитрит натрия и мочевину: удельная генерация газов 210 дм ³/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 м ³/сут в пульсирующем режиме. Отдувка скважины газом с целью удаления жидкости положительных результатов не дала. На момент обработки режим работы скважины пульсирующий 0-12000 м ³/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.

Таблица 2
Показатель	До обработки	После обработки
Давление на устье, атм	22,12	23,93
Динамический уровень, м	1482	1563,8
Плотность жидкости, г/см3	1,17	1,13
Забойное давление (данные ГИС), атм	54,18	58,77
Температура на забое, °С	31,3	32,3
Дебит газа, тыс. м 3/сут	0-12	48
Режим работы	пульсирующий	стабильный

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.

Таблица 3.
Показатель	До обработки	После обработки
Давление на устье, атм	28,15	27,12
Динамический уровень, м	1559,3	1566
Плотность жидкости, г/см3	˜	1,2
Забойное давление (данные ГИС), атм	39,28	38,31
Температура на забое, °С	24,74	24,68
Дебит газа, тыс. м 3/сут	24	26,4

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.