RU2053246C1

RU2053246C1 - Пенообразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов

Info

Publication number: RU2053246C1
Authority: RU
Inventors: В.А. Иванов; В.Т. Назаров
Original assignee: Иванов Владислав Андреевич
Priority date: 1992-01-27
Filing date: 1992-01-27
Publication date: 1996-01-27

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к пенообразующим составам для повышения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях разработки месторождения. Повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата нефтепродуктивного пласта заводнением или теплоносителем достигается тем, что пенообразующий состав содержит следующие компоненты, мас.%: мочевина 1,5 - 4,0; нитрит щелочного или щелочно-земельного металла 5,2 - 13,8; кислота 0,9 - 2,4; поверхностно-активное вещество 0,2 - 1,0; гидрофторил аммония 2,8 - 7,6; вода остальное. Гидрофторид аммония образует в результате гидролиза фтористоводородную кислоту, которая реагирует с карбонатно- и глиносодержащими горными породами пласта, малорастворимые в воде фториды щелочного и щелочно-земельного металла, которые закупоривают наиболее проницаемые поры пласта для воды или пара, участвует в процессе газонасыщения раствора, дополнительным выделением газообразного азота. Пенообразующий состав закачивают в скважину и продавливают в пласт в виде оторочки перед нагнетанием в скважину воды или теплоносителя (пара, горячей воды и т.д.) 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающий промышленности, в частности к пенообразующим составам для повышения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях разработки месторождения.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий поверхностно-активное вещество (ПАВ), аммиачную селитру, мочевину и воду.

Газонасыщение раствора осуществляется в результате термического гидролиза мочевины по схеме
(NH₂)₂CO+H₂O __→ CO₂↑+2NH₃↑ (1)
Недостатком данного состава является ограниченное термическое условие, температура пласта должна быть выше 80^оС.

Известна пенная система для освоения скважин, содержащая мочевину, ПАВ, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, кислоту, уротропин и воду.

В качестве газонасыщенного агента в этом составе выступают углекислый газ и газообразный азот, образующиеся при любой положительной температуре по следующей схеме:
(NH₂)₂CO+2H⁺+

Me (NO₂)_n; 2N₂+CO₂+3H₂O+

Meⁿ⁺, (2) где Me щелочной или щелочноземельный металл;
n индекс химической формулы молекулы вещества.

Недостатком известного состава является низкое закупоривающее действие высокопроницаемых пропластков и невысокая растворяющая способность горных пород, следовательно, недостаточно полный охват нефтепродуктивного пласта заводнением или теплоносителем.

Цель изобретения повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата нефтепродуктивного пласта заводнением или теплоносителем.

Цель достигается тем, что известная пенная система, содержащая мочевину, ПАВ, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, кислоту и воду дополнительно содержат гидрофторид аммония и используется для создания пенной оторочки в пласте перед нагнетанием в скважину воды или теплоносителя (пара, горячей воды и т.д.).

Предлагаемый пенообразующий состав в качестве кислоты может содержать кислоту Льюиса, соли, образованные из остатков сильной кислоты и слабого основания, например хлорид железа.

В результате гидролиза этих солей образуются кислоты и малорастворимые в воде гидрооксиды металлов. Например, для хлорида алюминия ионное уравнение гидролиза запишется в следующем виде:
Al³⁺+3HOH __→ Al(OH)

+3H ⁺ (3)
Пенообразование в пластовых условиях происходит самопроизвольно через ряд промежуточных химических реакций между исходными компонентами по схеме
2(NH₂)₂CO+2NH₄HF₂+2H⁺+

a+

Me(NO₂)_n__→
__→ aMeF

+

Meⁿ⁺+6N₂↑+2CO₂↑+aH₂O, (4) где Me щелочной или щелочноземельный металл;
а коэффициент химического уравнения;
n индекс химической формулы молекулы вещества.

Пена, малорастворимые в воде гидрооксид металла и фторид щелочного или щелочноземельного металла закупоривают наиболее проницаемые поры пласта для воды или пара и способствуют увеличению охвата продуктивного пласта заводнением или теплоносителем. Дополнительно введенный гидрофторид аммония в результате гидролиза образует фтористоводородную кислоту, которая реагирует и растворяет карбонатно- и глиносодержащие горные породы пласта.

В табл. 1 приведены результаты лабораторных испытаний, показывающие скорости растворения глиносодержащей горной породы (аргиллит) и бентонитовой глины в зависимости от концентрации гидрофторида аммония в воде. Более концентрированный водный раствор гидрофторида аммония при реагировании с образцами горных пород растворяет и разрушает их за счет расклинивающего давления.

Использование летучих кислот (соляной кислоты, муравьиной кислоты и т.д. ) и их солей, а также гидрофторида аммония в пенообразующем составе позволяет увеличить глубину охвата продуктивного пласта пенной оторочкой.

Например, по физико-химическим свойствам хлористый водород (соляная кислота), имеющий критическую температуру Т_кр=51,4^оС и критическое давление Р_кр= 81,5 атм при пластовых условиях большинства месторождений, а также при термическом методе повышение нефтеотдачи пластов будет находится в газовой фазе.

Летучие кислоты (хлористый водород и фтористый водород) повышают эффективность нефтеотдачи пластов за счет увеличения фазовой проницаемости по газу и при этом удается охватить пенным составом пласт с большим радиусом воздействия.

Для подтверждения нефтевытесняющих свойств пенобразующего состава были проведены экспериментальные исследования.

Относительный прирост коэффициента нефтеизвлечения определяли на искусственных кернах с использованием пенных оторочек в сравнении с простым заводнением.

Исследования нефтевытесняющих свойств состава проводили на линейных моделях пласта длиной 1,0 м и диаметром 0,15 м. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок. Искусственный керн насыщали естественной нефтью с вязкостью 8,42 сСт и плотностью 0,848 г/см³, далее нефть вытесняли попутнодобываемой водой с этого же пласта с общей минерализацией 8,0 г/л таким образом, чтобы общий объем продавочной жидкости составлял 130 мл.

Например, для получения пенной оторочки составляют два раствора по 10,0 мл из составляющих пенообразующую систему. Первый раствор содержит мочевину, нитрит натрия и ПАВ ОП-10, второй содержит в строго стехиометрическом соотношении раствор гидрофторида аммония в соляной кислоте.

Приготовленные растворы последовательно с использованием буферной жидкости между ними (нефть с объемом 10,0 мл) вводят в модель пласта, последним раствор гидрофторида аммония в соляной кислоте. Созданную оторочку продвигают по модели с попутнодобываемой водой с объемом 100,0 мл.

Давление нагнетания продавочной жидкости фиксирует манометром при одинаковой скорости истечения (0,5 мл/с) вытесняемой жидкости для каждого опыта.

Результаты экспериментального определения работоспособности предлагаемого пенообразующего состава приведены в табл.2.

Из табл. 2 следует, что пенная оторочка повышает давление нагнетания, следовательно, охват продуктивного пласта заводнением и увеличивает относительный прирост коэффициент нефтеизвлечения.

Из анализа результатов исследования следует, что оптимальное содержание компонентов в пенообразующем составе следующее, мас. Мочевина 1,5-4,0
Нитрит щелочного или
щелочноземельного металла 5,2-13,8 Гидрофторид аммония 2,8-7,6 Кислота 0,9-2,4 ПАВ 0,2-1,0 Вода Остальное
Использование газовыделяющих компонентов в предлагаемом составе с концентрацией больше или меньше указанных значений нецелесообразно, так как относительный прирост коэффициента нефтеизвлечения не удовлетворяет поставленной цели. Например, при использовании оторочки 1,5%-ного водного раствора ПАВ (ОП-10) относительный прирост коэффициента извлечения составляет 32,9% (табл. 2), а при концентрациях компонентов в пенообразующем составе мочевины 5,03% нитрида натрия 17,35% ОП-10 0,55% соляной кислоты 3,07% гидрофторида аммония 9,56% относительный прирост коэффициента нефтеизвлечения не более 36% Концентрация ПАВ должна быть в пределах 0,2-1,0 мас. Увеличение концентрации выше 1,0 мас. в пенообразующем составе приводит к трудностям при подготовке нефти (неоправданно большим расходом деэмульгаторов), а уменьшение ниже 0,2 мас. ниже низкой пенообразующей способности состава.

Пример приготовления пенообразующего состава в реальных условиях с объемом 50,0 м³.

Готовят в разных емкостях два раствора по 25,0 м³.

Первый раствор содержит 750 кг (3,0 мас.) мочевины, 2587,5 кг (10,4 мас. ), нитрита натрия, 125,0 (0,5 мас.) ПАВ (ОП-10) и доводят объем раствора водой до 25,0 м³.

В другой емкости растворяют в воде 1425,0 кг (5,7 мас.) гидрофторид аммония и 457,5 кг (1,8 мас.) соляной кислоты в пересчете на сухой остаток и доводят объем раствора водой до 25,0 м³.

Приготовленные растворы с использованием разделяющей буферной жидкости (нефть с объемом не менее 5,0 м³) последовательно закачивают в нагнетательную скважину и продавливают в пласт, последним закачивают раствор, содержащий гидрофторид аммония и кислоту. Скважину пускают под нагнетание воды или теплоносителя.

Вместо нитрида натрия могут быть использованы нитриды других щелочных или щелочноземельных металлов, а вместо соляной кислоты любая другая кислота или соль, образованная из остатков сильной кислоты и слабого основания (кислота Льюиса).

Примеры приготовления и использования составов в этих случаях принципиально не различаются.

Количественные пропорции взаимодействующих компонентов рассчитываются по уравнению химической реакции (4).

Предлагаемые исходные реагенты дешевы и доступны, не требуют особых условий при перевозке и хранении, промышленностью выпускаются крупнотоннажные и находят широкое применение.

Claims

ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, содержащий мочевину, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, кислоту, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гидрофторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Мочевина - 1,5 - 4,0
Нитрит щелочного или щелочно-земельного металла - 5,2 - 13,8
Гидрофторид аммония - 2,8 - 7,6
Кислота - 0,9 - 2,4
ПАВ - 0,2 - 1,0
Вода - Остальное