RU2525386C2 - Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта - Google Patents
Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2525386C2 RU2525386C2 RU2012150375/03A RU2012150375A RU2525386C2 RU 2525386 C2 RU2525386 C2 RU 2525386C2 RU 2012150375/03 A RU2012150375/03 A RU 2012150375/03A RU 2012150375 A RU2012150375 A RU 2012150375A RU 2525386 C2 RU2525386 C2 RU 2525386C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- solution
- ammonium nitrate
- sodium nitrite
- injection
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 239000000126 substance Substances 0.000 title abstract description 7
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 64
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 41
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 33
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 32
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 30
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 abstract description 2
- CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N ammonium nitrite Chemical compound [NH4+].[O-]N=O CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 29
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 25
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 13
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 10
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 8
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 7
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 7
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 4
- SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N Quinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC=CC=C21 SMWDFEZZVXVKRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 4
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 4
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 229910000033 sodium borohydride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012279 sodium borohydride Substances 0.000 description 2
- PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N sodium peroxide Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][O-] PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000003826 tablet Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910021591 Copper(I) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N Trioxochromium Chemical compound O=[Cr](=O)=O WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 229910000423 chromium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007891 compressed tablet Substances 0.000 description 1
- OXBLHERUFWYNTN-UHFFFAOYSA-M copper(I) chloride Chemical compound [Cu]Cl OXBLHERUFWYNTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- -1 hydrochloric acid) Chemical class 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- KNDXZFMNQKSIHU-UHFFFAOYSA-N methyl 2,3,5,6-tetrachloro-4-methylsulfanylcarbonylbenzoate Chemical compound COC(=O)C1=C(Cl)C(Cl)=C(C(=O)SC)C(Cl)=C1Cl KNDXZFMNQKSIHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/82—Oil-based compositions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта получают последовательной закачкой в скважину горюче-окислительного состава ГОС и инициатора реакции. Горюче-окислительный бинарный состав стабильный БСС содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, эмульгатор 0,1-2, нефть 10-25, воду остальное. Инициатор реакции для БСС представляет собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты. Горюче-окислительный бинарный состав вязкий БСВ содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, загуститель 0,1-0,5, воду остальное. Инициатор реакции для БСВ представляет собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде. Способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин включает закачку в пласт ГОС, закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр., 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам термогазохимической обработки призабойной и удаленной зоны карбонатных и терригенных коллекторов скважин.
Изобретение может быть использовано в условиях нормальных и низких пластовых давлений для повышения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта и увеличения производительности скважины при добыче нефти, газа и газового конденсата. Прежде всего, изобретение направлено на расширение и углубление естественных и образования вновь создаваемых искусственных трещин, с последующим воздействием термогазохимическим бинарным составом стабильным (БСС) и бинарным составом вязким (БСВ) на продуктивный пласт.
Известен способ термогазохимического воздействия на призабойную зону пласта (ТГХВ), при котором под давлением газов, образовавшихся при сгорании на забое скважины порохового заряда, происходит разрыв пласта (И.Т Мищенко. Скважинная добыча нефти. «Нефть и Газ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Москва 2007 г.» УДК 622.276.5 стр.258). В данном способе пороховой заряд ограниченной мощности доставляется на забой скважины каротажным кабелем.
При сгорании порохового заряда происходит образование пороховых газов, которые воздействуют на призабойную зону пласта.
Метод воздействия пороховыми зарядами применяется в нефтяной и газовой промышленности достаточно давно и не показал высокую эффективность.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, с использованием технологии термокислотной обработки призабойной зоны пласта. Основа существующей технологии - использование тепловой энергии, которая образуется при взаимодействии раствора соляной кислоты с металлическим магнием (И.Т Мищенко. Скважинная добыча нефти. «Нефть и Газ. 2007 г.» УДК 622.276.5 стр.253-256). Эта реакция протекает с выделением тепловой энергии, которая нагревает раствор кислоты и пласт, расплавляет парафиновые и смолистые отложения. Оставшийся кислотный раствор, после взаимодействия с магнием, растворяет очищенную от отложений породу, увеличивая размеры каналов и трещин, по которым продукция поступает в скважину. Способ недостаточно эффективен из-за недостаточной температуры прогрева призабойной зоны, необходимой для удаления отложений. В процессе прокачки 15-18% холодного раствора HCl через слой магния температура призабойной зоны не достигает нужной температуры, необходимой для удаления отложений парафина и смол и создания благоприятных условий для реакции соляной кислоты с породой.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону суспензии гранулированного магния и аммиачной селитры в жидкости на углеводородной основе, с последующей закачкой в пласт раствора соляной кислоты (А.с. 640023, МПК 2 E21B 43/24). При этом соляная кислота, взаимодействуя с магнием, повышает температуру кислоты и инициирует разложение аммиачной селитры. Основными источниками тепла являются: реакция магния с соляной кислотой, процесс разложения аммиачной селитры и на конечной стадии обработки возможное возгорание водорода с окисью азота. Последняя стадия способа предусматривает взрыв смеси газов, водорода и кислорода, что может отрицательно сказаться на состоянии цементного кольца и самой колонны в интервале обработки.
Известны способы термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону горючеокислительных составов (ГОС) с последующим введением инициаторов горения: таблетированных порошков алюминия и оксида хрома (Патент RU 2126084); таблеток из смеси боргидрида натрия и перекиси натрия (Патент RU 2154733), способ обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки смеси магния и пропанта с жидкостями на углеродной или водной основе, ГОС и кислотного состава (Заявка RU 2009115499).
Основными недостатками вышеперечисленных способов являются:
1. Использование при обработке кристаллических веществ в виде суспензии, что существенно ограничивает их проникновение в призабойную зону пласта;
2. Высокая стоимость исходных компонентов;
3. Опасность инициирования горения ГОС непосредственно на устье и в стволе скважины из-за неравномерности распределения кристаллических и таблетированных инициаторов горения.
Известен способ термохимической обработки пласта, включающий закачку в зону продуктивного пласта термогазообразующего состава (ТГС), содержащего водный раствор аммиачной селитры (нитрата аммония), хлористого аммония или гидроортофосфата аммония, введение в зону расположения термогазообразующего состава порохового заряда - инициатора горения [Патент RU 2064576].
Основными недостатками способа являются:
1. Использование в качестве инициатора взрывчатого вещества;
2. Сложность исполнения способа;
3. Воздействие высоких давлений на устье и обсаженный ствол скважины, что может привести к нарушению как самой колонны и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования.
Известен горючеокислительный состав (ГОС) для термогазохимической обработки скважин, в котором, в качестве горючего вводится глицерин (Патент RU 2100583).
Основными недостатками состава являются невысокая отмывающая способность для удаления парафиносмолистых отложений в породе и невысокая безопасность процесса.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ и композиция для химического инициирования горения водного раствора горючеокислительного состава при барической обработке пласта [RU 2154733, мпк E21B 43/263], который принят в качестве прототипа.
В изобретении используется горение водных растворов горючеокислительных составов (ГОС), используемых для воздействия на продуктивный пласт давлением газообразных продуктов горения для создания в скважине трещин или разрывов пласта. В способе «химического инициирования горения водного раствора горючеокислительного состава при барической обработке пласта», в качестве инициатора-ускорителя горения используют композицию, полученную в виде спрессованных таблеток из смеси компонентов следующего состава, мас.%: боргидрид натрия 85-95, перекись натрия 5-15. Инициатор используют в количестве 2-5% от массы водного раствора ГОС.
В прототипе в качестве ГОС используются водные растворы аммиачной селитры и водорастворимых горючих составов органического происхождения.
Этот способ имеет ряд существенных недостатков. Так как реакция окисления (горения) происходит сразу в эксплуатационной колонне при давлениях, значительно превышающих прочность колонны, и при высоких температурах, что приводит к нарушению как колонны и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину подземного оборудования. Трещины в пласте, если и образуются, то имеют небольшие размеры и не приводят к значительному увеличению производительности скважины. При использовании инициатора горения в виде таблеток требуется специальное устройство по доставке их в зону горения.
Предлагаемое изобретение направлено на создание новых безопасных термогазохимических составов БСС и БСВ и способа их применения для обработки призабойной и удаленной зоны пласта, позволяющего повысить эффективность обработки при повышенной безопасности процесса. В предлагаемом способе совмещены тепловой и газовый способы воздействия на продуктивную зону пласта, за счет термобарической реакции между реагентами с выделением большого количества тепла и газообразных продуктов.
Предлагается термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта, полученный последовательной закачкой в скважину горючеокислительного состава ГОС и инициатора реакции, характеризующийся тем, что используют ГОС, содержащий, мас.%:
| аммиачная селитра | 15-50 |
| нитрит натрия | 15-40 |
| стабилизатор | 0-2 |
| эмульгатор | 0,1-2 |
| нефть | 10-25 |
| вода | остальное |
и инициатор реакции, представляющий собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты
или ГОС, содержащий, мас.%:
| аммиачная селитра | 15-50 |
| нитрит натрия | 15-40 |
| стабилизатор | 0-2 |
| загуститель | 0,1-0,5 |
| вода | остальное |
и инициатор реакции, представляющий собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде,
при этом для горючеокислительного состава БСС готовят обратную эмульсию водного раствора аммиачной селитры и нитрита натрия в нефти с эмульгатором и закачивают ее в скважину с последующей закачкой неорганической кислоты в соотношении от 1:1 до 3:1, а для горючеокислительного состава БСВ готовят высоковязкий водный раствор аммиачной селитры, нитрита натрия с добавками стабилизатора и загустителя с последующим введением в зону расположения термогазообразующего состава инициатора химической реакции в виде раствора органических кислот в углеводородной среде.
В способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин, включающий закачку в пласт ГОС содержащий, мас.%:
| аммиачная селитра | 15-50 |
| нитрит натрия | 15-40 |
| стабилизатор | 0-2 |
| эмульгатор | 0,1-2 |
| нефть | 10-25 |
| вода | остальное |
или ГОС содержащий, мас.%:
| аммиачная селитра | 15-50 |
| нитрит натрия | 15-40 |
| стабилизатор | 0-2 |
| загуститель | 0,1-0,5 |
| вода | остальное |
закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции 15-37%-ный раствор неорганической кислоты или 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости.
Насыщенные совмещенные водные растворы аммиачной селитры и нитрита натрия могут применяться для обработки продуктивной зоны пласта в виде обратных углеводородных эмульсий (состав БСС) или высоковязких (с добавкой гуаровой камеди или полиакриламида состав БСВ) водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия.
Инициирование закаченной в продуктивный пласт обратной углеводородной эмульсии неорганических солей (состав БСС) производится закачкой водного раствора неорганических кислот (в том числе соляная кислота), а высоковязкого водного раствора неорганических солей с гуаровой камедью (состав БСВ) закачкой раствора органических кислот (уксусной кислоты) в углеводородной среде.
Помимо рекомендуемой инициации водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия можно использовать температурный фактор, который появляется при пароциклическом воздействии на продуктивные пласты скважин.
Выбор применения указанных термогазохимических составов БСС и БСВ обусловлен доступностью компонентов и приемлемой их стоимостью, простотой приготовления и быстротой проведения работ, низкая коррозионная активность к промысловому оборудованию, более глубокое воздействие на пласт и обработка ПЗП без образования осадков, безопасность персонала при приготовлении и для интересов охраны труда и экологии окружающей среды.
Для безопасного течения процесса были определены температурно-временные параметры описанной реакции. Общий вывод из накопленных данных состоит в том, что при температуре системы выше 60°C процесс выделения газа идет с достаточной для практических целей скоростью. Чем больше температура отличается от 60°C в меньшую сторону, тем ниже скорость реакции и для обеспечения приемлемой скорости выделения газа необходимо введение катализаторов в виде кислот.
На основании экспериментальных данных установлено, что газовое число для нитрита натрия при температуре 80°C составляет 300 мл. Коэффициент реализации газового числа при взаимодействии газообразователя с чистым раствором окислителей будет составлять при 80°C около 92%, а при 40°C - только 9,2%.
Безопасность технологии приготовления реагирующих растворов аммиачной селитры и нитрита натрия, объединенных в одну систему, стабилизируется созданием щелочной среды при обычной температуре.
Стабилизированный добавками раствор нитрита натрия и аммиачной селитры практически не разлагается при температуре 20-25°C и может храниться более суток. Такой раствор достаточно устойчив при 50°C; нагревание в течение 30 минут приводит к незначительному газовыделению, что не снижает его работоспособности при добавлении кислоты.
Механизм реакции взаимодействия нитрита натрия с аммиачной селитрой в присутствие соляной кислоты:
Примеры приготовления термогазохимических составов БСС и БСВ по предлагаемому изобретению в лабораторных условиях.
Пример 1.
Термогазохимический состав БСС это водный раствор аммиачной селитры и нитрита натрия в виде обратной, углеводородной (нефтяной) эмульсии.
Приготовление термогазохимического состава БСС производится на основе водного раствора аммиачной селитры и нитрита натрия в нефти в присутствии эмульгатора (РЭМ, ПГТ-С, ДТМТ). Процедура приготовления эмульсии состояла в следующем: в навеске воды от 30 до 50 г, предварительно нагретой до 50°С, растворяли последовательно при перемешивании от 25 до 40 г аммиачной селитры и от 15 до 30 г нитрита натрия и получали раствор с плотностью от 1,13 до 1,39 г/см3. Для его стабилизации вводили 2-10 г кальцинированной соды и 0,01-1 г пиридина. Далее готовили смесь от 8 до 30 г нефти и 0,01-1 г эмульгатора (РЭМ или ПГТ-С) и в этой смеси проводили эмульгирование бинарного раствора при комнатной температуре в аппарате с мешалкой при n=2400-2500 об/мин в течение 3-4 мин.
Оценка реакционной способности полученной эмульсии с инициатором разложения проводилась по следующей схеме: в пробирку диаметром 30 мм заливали около 40 г эмульсии и затем добавляли раствор соляной кислоты концентрации 10-30% в количестве 10-20 г. Реакцию контролировали визуально по газовыделению и изменению температуры, замеряемой термопарой, погруженной в реакционную массу с выводом на КСП. При этом выделялось большое количество газов и повышалась температура.
Результаты записаны в табличном варианте и в графическом виде.
В таблице приведены данные по температуре во времени и произведен пересчет на выделенную теплоту реакции. На графиках отражается рост температуры во времени, скорость тепловыделения и выделившая теплота реакции. Результаты исследования термогазохимического состава БСС по скорости тепловыделения в адиабатическом режиме приведены в табл.1 и отражены на графиках 1 и 2.
| Таблица 1. Результаты исследований ТГХ состава БСС в адиабатическом режиме. | ||||||||
| Время от начала эксперимента | ||||||||
| сек | град | град | град | мВт/г | Дж/г | |||
| мин | ч:м:с | d_time | Ta_n | Ta_k | Ткам | dq | Q | |
| 0,05 | 12:23:09 | 0:00:03 | 3,88 | 36,270 | 37,295 | 23,59 | 1058,195 | 4,102 |
| 0,12 | 12:23:13 | 0:00:07 | 4,38 | 37,295 | 38,320 | 23,59 | 937,286 | 8,203 |
| 0,20 | 12:23:18 | 0:00:12 | 4,25 | 38,320 | 39,355 | 23,75 | 973,807 | 12,344 |
| 0,25 | 12:23:21 | 0:00:15 | 4,25 | 39,355 | 40,381 | 23,81 | 965,074 | 16,445 |
| 0,32 | 12:23:25 | 0:00:19 | 4,13 | 40,381 | 41,396 | 23,89 | 984,849 | 20,508 |
| 0,40 | 12:23:29 | 0:00:24 | 3,63 | 41,396 | 42,412 | 23,99 | 1120,381 | 24,570 |
| 0,45 | 12:23:32 | 0:00:27 | 3,63 | 42,412 | 43,418 | 24,14 | 1109,914 | 28,594 |
| 0,50 | 12:23:35 | 0:00:30 | 3,25 | 43,418 | 44,453 | 24,28 | 1273,647 | 32,734 |
| 0,55 | 12:23:38 | 0:00:33 | 3,00 | 44,453 | 45,479 | 24,36 | 1366,732 | 36,836 |
| 0,60 | 12:23:42 | 0:00:36 | 3,00 | 45,479 | 46,514 | 24,59 | 1379,748 | 40,977 |
| 0,65 | 12:23:45 | 0:00:39 | 2,75 | 46,514 | 47,568 | 24,73 | 1534,091 | 45,195 |
| 0,70 | 12:23:48 | 0:00:42 | 2,63 | 47,568 | 48,604 | 24,98 | 1577,381 | 49,336 |
| 0,73 | 12:23:50 | 0:00:44 | 2,25 | 48,604 | 49,609 | 25,08 | 1786,606 | 53,359 |
| 0,78 | 12:23:53 | 0:00:47 | 2,38 | 49,609 | 50,664 | 25,29 | 1776,316 | 57,578 |
| 0,82 | 12:23:55 | 0:00:49 | 2,13 | 50,664 | 51,719 | 25,44 | 1985,294 | 61,797 |
| 0,88 | 12:23:59 | 0:00:53 | 2,00 | 52,734 | 53,770 | 25,76 | 2070,313 | 70,000 |
| 0,93 | 12:24:02 | 0:00:56 | 1,63 | 54,814 | 55,840 | 25,96 | 2522,486 | 78,281 |
| 0,97 | 12:24:04 | 0:00:58 | 1,50 | 55,840 | 56,924 | 26,16 | 2890,625 | 82,617 |
| 1,03 | 12:24:08 | 0:01:02 | 1,38 | 60,020 | 61,104 | 26,54 | 3153,409 | 95,000 |
| 1,12 | 12:24:13 | 0:01:07 | 1,13 | 64,365 | 65,479 | 26,98 | 3958,333 | 112,383 |
| 1,33 | 12:24:26 | 0:01:20 | 1,38 | 79,268 | 80,371 | 28,53 | 3210,227 | 171,992 |
| 1,45 | 12:24:33 | 0:01:27 | 1,25 | 85,713 | 86,777 | 29,45 | 3406,250 | 197,773 |
| 1,55 | 12:24:39 | 0:01:33 | 1,88 | 89,834 | 90,879 | 30,32 | 2229,167 | 218,438 |
| 1,60 | 12:24:41 | 0:01:36 | 1,63 | 90,879 | 91,963 | 30,62 | 2666,628 | 222,773 |
| 1,67 | 12:24:45 | 0:01:40 | 2,63 | 92,998 | 94,043 | 31,26 | 1592,262 | 231,094 |
| 1,72 | 12:24:48 | 0:01:43 | 3,00 | 94,043 | 95,059 | 31,78 | 1354,167 | 235,156 |
| 1,78 | 12:24:53 | 0:01:47 | 4,00 | 95,059 | 96,074 | 32,51 | 1015,371 | 239,219 |
| 1,85 | 12:24:57 | 0:01:51 | 3,88 | 96,074 | 97,109 | 33,28 | 1068,273 | 243,359 |
| 1,93 | 12:25:02 | 0:01:56 | 5,00 | 97,109 | 98,135 | 34,27 | 820,313 | 247,461 |
| 2,08 | 12:25:11 | 0:02:05 | 8,75 | 98,135 | 99,141 | 36,10 | 459,769 | 251,484 |
| 2,40 | 12:25:30 | 0:02:24 | 19,63 | 99,141 | 100,147 | 40,36 | 204,964 | 255,508 |
Пример 2.
Термогазохимический состав БСВ это высоковязкий водный раствор аммиачной селитры и нитрита натрия с добавкой гуаровой камеди или полиакриламида.
Приготовление термогазохимического состава БСВ производится на основе аммиачной селитры и нитрита натрия с добавлением гуаровой камеди или полиакриламида.
В заданном количестве воды растворили стабилизатор (кальцинированную соду) и добавили при перемешивании аммиачную селитру и нитрит натрия до образования однородного раствора. К полученному солевому раствору добавили загуститель и перемешивали раствор при температуре 30°С до образования однородного раствора.
Термогазохимический состав БСВ содержит мас.%:
| Аммиачная селитра | 15-50 |
| Нитрит натрия | 15-40 |
| Стабилизатор | 0-1,5 |
| Загуститель | 0,1-0,5 |
| Вода | остальное |
В качестве инициатора разложения использовали раствор органической кислоты в углеводородной среде.
При использовании инициатора разложения раствора органической кислоты в нефти брали, концентрированную или водный раствор уксусной кислоты и смешивали ее с нефтью в заданных соотношениях.
Порядок проведения эксперимента.
В термос объемом 100 мл, диаметром 45 мм заливали водносолевой раствор, устанавливали термометр и приливали (без перемешивания) раствор инициатора в нефти. Фиксировали начальную температуру. Степень протекания реакции определяли по интенсивности газовыделения и изменению температуры во времени. Результаты экспериментов приведены в таблице 2.
| Таблица 2. Результаты исследований ТГХ состава БСВ | |||||||||||||
| Эмульсия или раствор инициатора | Солевой раствор | Тем-ра, °С | Время достижения максимальной температуры, мин |
||||||||||
| нефть | вода | инициатор | вода | загуститель | NaNO2 | NH4NO3 | стабилизатор | начальная | максимальная | ||||
| % | % | наим-ние | % | % | наим-ние | % | % | % | наиме-нование | % | |||
| 89 | - | УК | 11 | 47 | - | - | 21 | 31 | KOH | 1 | 22 | 100 | 12,2 |
| - | - | УК | 100 | 69 | - | - | 15 | 15 | Na2CO3 | 1 | 20 | 95 | 1,0 |
| - | 80 | САК | 20 | 30 | ПАА | 0,15 | 28 | 40 | Na2CO3 пиридин |
1,5 0,35 |
20 | 100 | 0,5 |
| - | 75 | НСl | 25 | 30 | ПАА | 0,15 | 38,5 | 30 | NaOH пиридин |
1,0 0,35 |
21 | 99 | 0,5 |
| - | 65 | HNO3 | 35 | 36 | ПАА | 0,25 | 25 | 37 | K2CO3 хинолин |
1,2 0,55 |
18 | 99,5 | 1,0 |
| - | 75 | FeCl3 | 25 | 47 | - | - | 21 | 31 | Na2CO3 | 1 | 20 | 97,5 | 2,0 |
| - | 75 | CuCl | 25 | 47 | - | - | 21 | 31 | Na2CO3 | 1 | 21 | 87 | 5,0 |
| 95 | - | УК | 5 | 40 | - | - | 30 | 29 | KOH | 1 | 20 | 94 | 14,0 |
| 99,5 | - | УК | 0,5 | 40 | - | - | 30 | 29 | KOH | 1 | 20 | 72 | 21,0 |
| 81,0 | 6 | УК | 13 | 36 | ПАА | 0,25 | 25,4 | 37 | Na2CO3 пиридин |
1,2 0,15 |
19 | 102 | 37,0 |
| 80 | 10 | УК | 10 | 46 | ПАА | 0,3 | 21 | 31 | Na2CO3 пиридин |
1,5 0,2 |
24 | 97 | 53,0 |
| 60 | 32 | УК | 8 | 46 | ГС | 0,2 | 21 | 31 | KOH пиридин |
1,1 0,2 |
25 | 85 | 31,0 |
| 60 | 32 | УК | 8 | 46 | ГС | 0,1 | 21 | 31 | KOH пиридин |
1,2 0,2 |
23 | 97 | 40,0 |
| 88 | - | УК | 12 | 45,6 | ПАА | 0,5 | 21 | 31 | KOH пиридин |
1,2 0,2 |
25 | 71,5 | 16,0 |
| 60 | 32 | УК | 8 | 45,5 | ПАА | 0,6 | 21 | 31 | KOH хинолин |
1,2 0,2 |
23 | 40 | 180,0 |
| 80 | 10 | МК | 10 | 36 | ПАА | 0,25 | 25,4 | 37 | KOH пиридин |
1,2 0,2 |
20 | 100 | 20,0 |
| 80 | 10 | ПК | 10 | 36 | ПАА | 0,25 | 25,4 | 37 | KOH пиридин |
1,2 0,2 |
21 | 85 | 37,0 |
| 80 | 10 | УК | 10 | 36 | ПАА | 0,25 | 25,4 | 37 | Na2CO3 пиридин | 1,2 0,1 |
26 | 104 | 32,0 |
| 5 | |||||||||||||
| 80 | 10 | УК | 10 | 36 | - | - | 271 | 37 | - | - | 24 | 100 | 24 |
| Обозначения: УК - уксусная кислота; МК - муравьиная кислота; ПК - пропионовая кислота; САК - сульфаминовая кислота. |
|||||||||||||
Для практического применения предлагается способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта в эксплуатационных скважинах термогазохимическими составами БСС и БСВ, включающими закачку объединенных в одну систему, стабилизированных добавками водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия (составы БСС и БСВ) с последующей закачкой инициирующего состава (растворы уксусной и соляной кислот).
Способ обработки призабойной и удаленной зоны пласта термогазохимическим составом БСС включает последовательную закачку в скважину обратной эмульсии водного раствора неорганических солей в нефти, буферную жидкость, в качестве которой используется нефть или вода, инициирующий состав водного раствора неорганической (соляной) кислоты и последующую закачку продавочной жидкости, пресной или минерализованной воды. В результате смешивания инициируется реакция, которая протекает с выделением большого количества тепла и газов. Газы, образовавшиеся в процессе реакции в естественных трещинах и порах, создают давление, необходимое для расширения существующих трещин и разрыва пласта, т.е. создания новых трещин. Повышение температуры увеличивает давление газов и создает термический эффект, который также приводит к разложению аммиачной селитры с выделением дополнительного тепла.
На основании полученных результатов исследований проведена отработка технологии приготовления и закачки термогазохимического состава БСС на скважине.
На первом этапе приготовления термогазохимического состава БСС готовили водный раствор неорганических солей в следующей последовательности. В передвижную накопительную емкость объемом 10 м3 закачали предварительно 4800 л воды. После нагревания воды до температуры 45-50°С (с применением ППУ), растворили 190 кг кальцинированной соды. В приготовленный раствор ввели 3900 кг аммиачной селитры с применением циркуляционной системы.
В полученный раствор аммиачной селитры добавили 2700 кг нитрита натрия. Подачу нитрита натрия осуществляли из переносной емкости в поток раствора. Плотность заготовленного раствора составила 1,32 г/см3.
На втором этапе приготовили обратную нефтяную эмульсионную с использованием 4 м3 нефти, водного раствора неорганических солей в объеме 9,4 м3 и эмульгатора РЭМ. Общий объем обратной эмульсии 13,5 м3.
На третьем этапе в скважину с использованием насосной установки СИН-32 закачали 13,5 м3 обратной нефтяной эмульсии. После закачки 1 м3 разделительного буфера нефти в скважину закачен раствор соляной кислоты 12-14% концентрации в объеме 5,6 м3 и произвели закачку 10 м3 технической воды.
Дебит скважины до остановки скважины «в бездействие» составлял 2 т/сут.
Дебит скважины после проведения работ, освоения и спуска глубинно-насосного оборудования составил 7-9 т/сут.
Способ обработки призабойной и удаленной зоны пласта термогазохимическим составом БСВ включает последовательную закачку в скважину высоковязкого водного раствора аммиачной селитры и нитрита натрия с стабилизаторами, буферную жидкость, в качестве которой используется нефть или вода, инициирующий состав раствор органической кислоты в углеводородной среде и последующую закачку продавочной жидкости (пресная или минерализованная вода). В результате смешивания инициируется реакция, которая протекает с выделением большого количества тепла и газов. Газы, образовавшиеся в процессе реакции в естественных трещинах и порах создают давление, необходимое для расширения существующих трещин и разрыва пласта, т.е. создания новых трещин. Повышение температуры увеличивает давление газов и создает термический эффект, который также приводит к разложению аммиачной селитры с выделением дополнительного тепла.
На основании полученных результатов исследований проведена промышленная апробация термогазохимического состава БСВ на скважине.
На первом этапе приготовления термогазохимического состава БСВ готовили водный раствор неорганических солей в следующей последовательности. В передвижную накопительную емкость объемом 10 м3 закачали предварительно 5200 л воды. После нагревания воды до температуры 45-50°C (с применением ППУ), растворили 170 кг кальцинированной соды. В приготовленный раствор ввели 10 кг полиакриламида и 5100 кг аммиачной селитры с применением циркуляционной системы.
В полученный раствор аммиачной селитры добавили 3300 кг нитрита натрия и 30 л стабилизатора. Подачу нитрита натрия осуществляли в поток раствора. Плотность заготовленного раствора составила 1,38 г/см3.
На втором этапе для приготовления инициирующего состава эмульсии уксусной кислоты в нефти использовали 4800 л нефти, 15 л эмульгатора РЭМ и 950 л 70%-ной уксусной кислоты.
На третьем этапе в скважину с использованием насосной установки СИН-32 закачали 10 м3 приготовленного водного раствора солей. После закачки в скважину 1 м3 разделительного буфера нефти, закачали 5,8 м3 инициирующего состава, эмульсию уксусной кислоты в нефти, с последующей закачкой 20 м3 продавочной жидкости в качестве технической воды.
Дебит скважины до остановки скважины «в бездействие» составлял 2 т/сут.
Дебит скважины после проведения работ, освоения и спуска глубинно-насосного оборудования составил 10-12 т/сут.
Claims (4)
1. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта, полученный последовательной закачкой в скважину горюче-окислительного состава ГОС и инициатора реакции, характеризующийся тем, что используют ГОС, содержащий, мас.%:
аммиачная селитра 15-50
нитрит натрия 15-40
стабилизатор 0-2
эмульгатор 0,1-2
нефть 10-25
вода остальное
и инициатор реакции, представляющий собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты
или ГОС, содержащий, мас.%:
аммиачная селитра 15-50
нитрит натрия 15-40
стабилизатор 0-2
загуститель 0,1-0,5
вода остальное
и инициатор реакции, представляющий собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде.
и инициатор реакции, представляющий собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты
или ГОС, содержащий, мас.%:
и инициатор реакции, представляющий собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде.
2. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта по п.1, характеризующийся тем, что для горюче-окислительного бинарного состава стабильного БСС готовят обратную эмульсию водного раствора аммиачной селитры и нитрита натрия в нефти с эмульгатором и закачивают ее в скважину с последующей закачкой раствора неорганической кислоты в соотношении от 1:1 до 3:1.
3. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта по п.1, характеризующийся тем, что для горюче-окислительного бинарного состава вязкого БСВ готовят высоковязкий водный раствор аммиачной селитры, нитрита натрия с добавками стабилизатора и загустителя с последующим введением в зону расположения термогазообразующего состава инициатора химической реакции в виде раствора органической кислоты в углеводородной среде.
4. Способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин, включающий закачку в пласт ГОС по п.1, закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции по п.1, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012150375/03A RU2525386C2 (ru) | 2012-11-26 | 2012-11-26 | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта |
| US14/090,928 US20140144632A1 (en) | 2012-11-26 | 2013-11-26 | Thermo-gas-generating systems and methods for oil and gas well stimulation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012150375/03A RU2525386C2 (ru) | 2012-11-26 | 2012-11-26 | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012150375A RU2012150375A (ru) | 2014-06-10 |
| RU2525386C2 true RU2525386C2 (ru) | 2014-08-10 |
Family
ID=50772254
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012150375/03A RU2525386C2 (ru) | 2012-11-26 | 2012-11-26 | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20140144632A1 (ru) |
| RU (1) | RU2525386C2 (ru) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2628342C1 (ru) * | 2016-06-21 | 2017-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Петробуст" | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
| RU2637259C2 (ru) * | 2015-12-28 | 2017-12-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта |
| RU2652238C1 (ru) * | 2017-03-16 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты) |
| RU2675394C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2018-12-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки пласта |
| RU2675617C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов (варианты) |
| RU2696714C1 (ru) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| RU2721673C1 (ru) * | 2019-01-24 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью «ПЕТРОБУСТ» (ООО «ПЕТРОБУСТ») | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
| RU2766283C1 (ru) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2778919C1 (ru) * | 2021-12-28 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2782973A1 (en) | 2011-11-23 | 2014-10-01 | Saudi Arabian Oil Company | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation |
| WO2013109768A1 (en) | 2012-01-17 | 2013-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
| CA2870879C (en) | 2012-05-29 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| CA2943635C (en) | 2014-04-17 | 2019-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US9488042B2 (en) | 2014-04-17 | 2016-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
| US11458419B2 (en) | 2015-02-23 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Emulsion system utilizing nitrogen and heat to treat deep water blockage |
| CN108350728B (zh) | 2015-11-05 | 2021-02-19 | 沙特***石油公司 | 在储层中进行空间定向化学诱导脉冲压裂的方法及设备 |
| US11124698B2 (en) * | 2016-11-07 | 2021-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidizing and proppant transport with emulsified fluid |
| GB201901928D0 (en) * | 2019-02-12 | 2019-04-03 | Innospec Ltd | Treatment of subterranean formations |
| GB201901930D0 (en) | 2019-02-12 | 2019-04-03 | Innospec Ltd | Treatment of subterranean formations |
| GB201901921D0 (en) * | 2019-02-12 | 2019-04-03 | Innospec Ltd | Treatment of subterranean formations |
| GB201901923D0 (en) | 2019-02-12 | 2019-04-03 | Innospec Ltd | Treatment of subterranean formations |
| CN109779587B (zh) * | 2019-02-15 | 2021-04-30 | 环能新科技术服务(北京)有限公司 | 一种环保型的生物采油方法 |
| US11215043B2 (en) | 2019-05-07 | 2022-01-04 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for recovering petroleum by reducing geological formation break-down pressures |
| US11339319B2 (en) | 2020-03-20 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reduction of breakdown pressure by filter cake removal using thermochemicals |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4471839A (en) * | 1983-04-25 | 1984-09-18 | Mobil Oil Corporation | Steam drive oil recovery method utilizing a downhole steam generator |
| RU2126084C1 (ru) * | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2154733C1 (ru) * | 1999-09-14 | 2000-08-20 | Слуцкий Владислав Григорьевич | Способ и композиция для химического инициирования горения водного раствора горючеокислительного состава при барической обработке пласта |
| RU2224103C1 (ru) * | 2002-05-28 | 2004-02-20 | Институт биохимической физики РАН | Способ и устройство для термохимической обработки продуктивного пласта |
| RU2363838C1 (ru) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений битума |
| RU2401941C1 (ru) * | 2009-06-05 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть") | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4396530A (en) * | 1981-06-11 | 1983-08-02 | Marathon Oil Company | Mineral acid demulsification of surfactant-containing emulsion |
| BR9004200A (pt) * | 1990-08-24 | 1992-03-03 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de desparafinacao de formacoes produtoras |
| US6488086B1 (en) * | 2000-08-23 | 2002-12-03 | Evgeniy Venediktovich Daragan | Method of thermochemical treatment of a producing formation and combustible-oxidizing compound (COC) for realizing the same |
| UA103201C2 (ru) * | 2008-10-15 | 2013-09-25 | Тстм Лімітед | Масляные композиции с пониженной вязкостью, выделяющие газ, для стимулирования продуктивного слоя нефтяного месторождения |
| MX2013002068A (es) * | 2010-08-24 | 2013-06-28 | Tctm Ltd | Metodo y aparato para tratar termicamente un deposito de petroleo. |
-
2012
- 2012-11-26 RU RU2012150375/03A patent/RU2525386C2/ru active
-
2013
- 2013-11-26 US US14/090,928 patent/US20140144632A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4471839A (en) * | 1983-04-25 | 1984-09-18 | Mobil Oil Corporation | Steam drive oil recovery method utilizing a downhole steam generator |
| RU2126084C1 (ru) * | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2154733C1 (ru) * | 1999-09-14 | 2000-08-20 | Слуцкий Владислав Григорьевич | Способ и композиция для химического инициирования горения водного раствора горючеокислительного состава при барической обработке пласта |
| RU2224103C1 (ru) * | 2002-05-28 | 2004-02-20 | Институт биохимической физики РАН | Способ и устройство для термохимической обработки продуктивного пласта |
| RU2363838C1 (ru) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождений битума |
| RU2401941C1 (ru) * | 2009-06-05 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть") | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2637259C2 (ru) * | 2015-12-28 | 2017-12-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта |
| RU2628342C1 (ru) * | 2016-06-21 | 2017-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Петробуст" | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
| WO2017222426A1 (ru) * | 2016-06-21 | 2017-12-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Петробуст" | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
| RU2652238C1 (ru) * | 2017-03-16 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки нефтяного пласта (варианты) |
| RU2675617C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов (варианты) |
| RU2675394C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2018-12-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки пласта |
| RU2696714C1 (ru) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| WO2019240627A1 (ru) * | 2018-06-14 | 2019-12-19 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| CN112272731A (zh) * | 2018-06-14 | 2021-01-26 | “西布涅弗捷玛什”股份公司 | 对油藏进行热化学处理的方法 |
| RU2721673C1 (ru) * | 2019-01-24 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью «ПЕТРОБУСТ» (ООО «ПЕТРОБУСТ») | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
| RU2766283C1 (ru) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2783030C1 (ru) * | 2021-11-22 | 2022-11-08 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| RU2778919C1 (ru) * | 2021-12-28 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления |
| RU2803463C1 (ru) * | 2022-05-24 | 2023-09-13 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Термогазохимический состав и способ его применения при обработке призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20140144632A1 (en) | 2014-05-29 |
| RU2012150375A (ru) | 2014-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US8312924B2 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| CA2736894C (en) | A method for performing thermochemical treatment of an oil reservoir | |
| US10081759B2 (en) | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment | |
| Al-Muntasheri et al. | Concepts in cleanup of fracturing fluids used in conventional reservoirs: A literature review | |
| RU2576267C1 (ru) | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа | |
| CN106414659A (zh) | 利用氧化还原处理提高裂缝清洁的方法 | |
| WO2015161213A1 (en) | Chemically-induced pulsed fracturing method | |
| US20140096958A1 (en) | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment | |
| CZ2015614A3 (cs) | Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících teplo a plyny v množství umožňujícím štěpení horniny | |
| US10947827B2 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| RU2401941C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
| CN103911139B (zh) | 胶囊包裹固体盐酸制备方法 | |
| US6488086B1 (en) | Method of thermochemical treatment of a producing formation and combustible-oxidizing compound (COC) for realizing the same | |
| CN108456511A (zh) | 一种层内生成co2体系及其应用 | |
| RU2440490C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2615543C2 (ru) | Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта | |
| RU2546694C1 (ru) | Способ стимулирования процесса добычи нефти | |
| RU2224103C1 (ru) | Способ и устройство для термохимической обработки продуктивного пласта | |
| US20180127637A1 (en) | Methods of enhancing oil recovery | |
| RU2219332C1 (ru) | Способ термохимической обработки продуктивного пласта | |
| RU2509883C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2153065C1 (ru) | Способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительный состав для его осуществления | |
| RU2527437C2 (ru) | Способ термохимического разрыва пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20171130 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180727 |