Разработка состава топлива газогенератора для обработки нефтяных скважин

С. В. Чипига, И. Ф. Садыков, А. А. Марсов,

А. А. Мокеев

РАЗРАБОТКА СОСТАВА ТОПЛИВА ГАЗОГЕНЕРАТОРА

ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Ключевые слова: нефтяная скважина, карбонатная порода, терригенная порода, кислотная обработка, фтороводород,

хлороводород.

Представлены результаты исследования составов для обработки нефтяных скважин. Разработан состав, позволяющий проводить обработку как терригенных так и карботных типов пород нефтеносного пласта. Показаны результаты экспериментов по оценке эффективности воздействия состава на различные типы пород.

Keywords: oil well, carbonate rocks, clastic rocks, acid treatment, hydrogen fluoride, hydrogen chloride.

The results of the study compounds for treatment of oil wells. The composition, authority to make the treatment as well as clastic rock types karbotnyh oil-reservoir. Shows the results of experiments to evaluate the effectiveness of exposure to different types of rocks.

Введение

Применение пороховых газогенераторов для обработки призабойной зоны скважины существенно повышает дебит скважины. В процессе воздействия на породу пласта продуктов сгорания топлива газогенератора происходит гидродинамический разрыв пласта, расширение пор, очистка их от кольматирующих элементов и асфальтеносмолистых парафиновых образований. Однако их основной недостаток в узкой специфике воздействия на пласт: поры расширяются за счет быстро растущего давления, образованного продуктами сгорания газогенератора, в узком пространстве скважины [1, 2]. Такой характер имеет позитивные и негативные стороны: поры расширяются, но вместе с тем в породу под давлением задавливаются шлаки и прочие загрязняющие элементы. Кроме того, специфика топлива такова, что оно сгорает очень быстро, порядка нескольких долей секунды, создавая кратковременное воздействие на пласт.

1. Расчетно-теоретическая часть

Имеются наработки по применению в качестве топлива генератора кислотообразующих составов [3], при сгорании которых выделяются пары высокоактивных кислот, образующих при взаимодействии с жидкостью скважины агрессивную среду. Эта среда в совокупности с тепловым и барическим воздействием оказывает химическое воздействие на породу пласта. Эффект воздействия таким топливом в разы (5^10) превышает эффект пороховых генераторов [4]. Тем не менее узким местом данной технологии является обработка только карбонатных пород, так как образующиеся при сгорании топлива пары соляной кислоты хорошо взаимодействуют с карбонатными породами, и в незначительной степени - с терригенными. Для терригенных залежей использование соляной кислоты малоэффективно, т.к. она, взаимодействуя с песчаником и цементом образует гель кремневой

кислоты, а с глинами - гели алюминия, выпадающие в осадок.

Целью исследования ставилась разработка состава, способного к активному химическому воздействию как на карбонатные, так и на терригенные породы.

Для химического воздействия на терригенные породы целесообразнее использовать плавиковую (фтористоводородную) кислоту ИР, обладающую исключительно высокой

способностью взаимодействовать с песками, песчаниками и глинами, основу которых составляет диоксид кремния:

8Ю2 + 4ИР = 81Р4| + 2Н20, а в случае алюмосиликатов:

Н2А!28120д + 4НР = 281Р4 + 2А!Рэ + 9Н2О.

В растворе плавиковой кислоты выделение газообразного фторида кремния практически не успевает происходить, т.к. он сразу взаимодействует с молекулами плавиковой кислоты с образованием хорошо растворимой кремнефтористоводородной кислоты:

81Р4 + 2НР = Н281Ра.

Для предупреждения (по мере снижения кислотности) образования в поровом пространстве пласте геля кремневой кислоты, а также для обеспечения более полного завершения реакции разложения силикатов плавиковая кислота для обработки скважин применяется только в смеси с соляной кислотой. Эту смесь принято называть глинокислотой. В практике обработки скважин используется массовое отношение в глинокислоте соляной и плавиковой кислот, равное или более 2:1 так, чтобы концентрация соляной кислоты в растворе была не менее 8 - 10%, а плавиковой - не менее 3 - 5%.

С учетом анализа схожих технологий и приведенных выше теоретических предпосылок, в качестве основы для исследования была использована композиция состава, %:

Нитрат аммония марки Б 32 - 33

Г ексохлорэтан 53 - 51

Фторопласт марки ФП-4 15 - 16

Нитрат аммония КИфЫО является окислителем, в качестве которого применяется гранулированный нитрат аммония (аммиачная селитра) марки Б (ГОСТ 2-85) сельскохозяйственного назначения. Гексохлорэтан, С2С1б (ГОСТ 9991-74) является в смеси образователем соляной кислоты и выполняет одновременную роль горючего и окислителя. Г ексохлорэтан содержит необходимый для образования соляной кислоты 90% мас. хлора, т.е. имеет наиболее высокое содержание его из всех применяемых образователей соляной кислоты. В качестве образователя плавиковой

(фтористоводородной) кислоты применяется порошкообразный фторопласт марки ФП-4 (С2Б4), который при деструкции в волне горения выделяет 76% мас. фтора. При этом материал смеси с содержанием 15% фторопласта ФП-4 приобретает прочность на сжатие, составляющую не менее 30,4 МПа. Смесь соляной и плавиковой кислот образует глинокислоту, активно химически

взаимодействующую со скелетом терригенной породы.

Содержание гексохлорэтана, как

образователя соляной кислоты, в предлагаемой композиции взято величиной большей, чем 2:1 по отношению к образователю плавиковой кислоты -фторопласту ФП-4 в связи с целесообразностью использования этой композиции и для обработки пластов, состоящих из карбонатных пород, особенно загрязненных силикатными материалами.

Количество глинокислоты, выделяемой при сгорании композиции, составляет 0,59 кг на 1 кг смеси. Из этого количества глинокислоты на соляную кислоту приходится 0,48 кг и на плавиковую кислоту - 0,11 кг на 1 кг смеси.

2. Экспериментальная часть

Для испытаний использовалась стендовая установка (рис. 1) [5], имитирующая скважинные условия и представляющая удлиненный цилиндрический сосуд-скважину высокого давления, заполненный водой до определенного уровня и герметизированный крышкой. В сосуде размещается в количестве 0,525 кг образец газогенерирующего материала с воспламенителем, герметично формируемого в пластмассовый корпус. Сосуд заполняется водой в объеме 2,5 л с тем, чтобы при сгорании материала создавалась заданная концентрация кислоты. В сосуде создавалось предварительное давление, равное 10 МПа.

Рис. 1 - Стендовая установка 1 - электическая линия; 2, 10 - крышка;

3, 9 - пробка; 4 - пусковое устройство;

5 - предохранительный клапан;

6 - регистрирующая аппаратура;

7 - пьезоэлектрический датчик давления;

8 - корпус сосуда; 11 - линия сброса давления

Химическому воздействию при сгорании испытываемых образцов композиций подвергались керны пласта, подвешенные в сосуде, массой 0,1 кг, последовательно из терригенной и карбонатной пород, а также из карбонатной породы, загрязненной силикатными отложениями.

Оценка результатов производилась по определению убыли массы (в %) керна через 40 минут после окончания сгорания образца композиционного материала.

Таблица 1 - Результаты экспериментов

Компози- ционный материал Убыль массы (%) керна из породы

Терриген- ной Карбонат- ной Карбонатной с силикатны ми загрязнени ями

Предлагае- мый 8,0 6,0 7,4

По существующ ему аналогу 0,3 6,2 2,1

Результаты, представленные в таблице, подтверждают эффективность и преимущество разработанного газогенерирующего при сгорании материала, который способен с высокими показателями химически воздействовать на терригенную и карбонатную породы, а также на

карбонатную породу, загрязненную силикатными отложениями.

Выводы

1. Разработан состав, продукты сгорания которого оказывать химическое воздействие на терригенную и карбонатную породы, а также на карбонатную породу, загрязненную силикатными отложениями

2. Длительность воздействия составляет

порядка нескольких десятков минут.

3. Эффективность воздействия для различных типов пород практически идентичная и по суммарной характеристике (табл.) значительно превосходит существующие аналоги.

4. Состав разработан на основе безопасных,

доступных и экономически мало затратных

материалов, что создает конкурентное преимущество перед аналогами при организации массового

производства генераторов на его основе.

Литература

1. Пат. 2234599 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/27.

Способ обработки призабойной зоны скважины / Н.Г.

Ягудин, А.Н. Ягудин - № 2003112481/03; заявл. 29.04.2003; опубл. 20.08.2004, Бюл. №23 - 3 с.

2. Пат. 2330157 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны скважины / А. А. Марсов, И.Ф. Садыков - № 2006100641/03; заявл. 10.01.2006; опубл. 27.07.2008, Бюл. №21 - 4 с.

3. Пат. 2173775 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления / Р.С. Хасимов, И.Ф. Садыков - № 2001102074/03; заявл. 24.01.2001; опубл. 20.09.2001, Бюл. №26 - 3 с.

4. Тимофеева С.С. Исследования режимных параметров поточного газогенератора при газификации твердого топлива / С.С. Тимофеева, Г.Р. Мингалеева // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2011, №16. - С.216-224

5. Пат. 2114984 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/117. Устройство для вскрытия и обработки призабойной зоны скважины / И.Ф. Садыков, В.Н. Антипов - № 96103273/03; заявл. 20.02.1996; опубл. 10.07.1998, Бюл. №19 - 3 с.

© С. В. Чипига -асп. каф. ТТХВ КНИТУ, chipiga86@mai1.ru; И. Ф. Садыков - д-р техн. наук, проф. той же кафедры, sadikov_i1giz@mai1.ru; А. А. Марсов - канд. техн. наук, доц. той же кафедры, exp1o_mars@mai1.ru; А. А. Мокеев - канд. техн. наук, доц. той же кафедры, a1exander_mokeev@mai1.ru.