RU2250364C2 - Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound - Google Patents
Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound Download PDFInfo
- Publication number
- RU2250364C2 RU2250364C2 RU2003110704/03A RU2003110704A RU2250364C2 RU 2250364 C2 RU2250364 C2 RU 2250364C2 RU 2003110704/03 A RU2003110704/03 A RU 2003110704/03A RU 2003110704 A RU2003110704 A RU 2003110704A RU 2250364 C2 RU2250364 C2 RU 2250364C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- foam
- water
- sodium nitrite
- well
- ammonium chloride
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к пеннобразующим составам, и предназначено для освоения и промывки скважин, а также очистки призабойной зоны пласта от загрязнений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to foam-forming compositions, and is intended for the development and washing of wells, as well as cleaning the bottom-hole formation zone from contamination.
Известен способ вскрытия продуктивного пласта в скважине, включающий приготовление пены путем ввода газа в раствор пенообразователя, причем ввод газа осуществляется в зоне перфорации за счет химического взаимодействия нитрита натрия, хлорида аммония и органической кислоты, при этом органическую кислоту вводят в зону перфорации при помощи специального контейнера (а.с. СССР №1273508, Е 21 В 43/00, 30.11.1986).A known method of opening a productive formation in a well, comprising preparing foam by introducing gas into a foaming agent solution, the gas being introduced in the perforation zone due to the chemical interaction of sodium nitrite, ammonium chloride and organic acid, while the organic acid is introduced into the perforation zone using a special container (USSR AS No. 1273508, Е 21 В 43/00, 11/30/1986).
Недостатками данного способа является:The disadvantages of this method are:
а) при применении сульфаминовой, лимонной или уксусной кислоты, даже в очень незначительных количествах, снижается РН среды (рН≤ 2), при этом окислительно-восстановительная реакция между нитритом натрия и хлоридом аммония идет с выделением не только азота, но также и окислов азота, в т.ч. диоксида азота (бурого газа), под действием которого происходит быстрая коррозия внутрискважинного оборудования и эксплуатационной колонны. Выделение диоксида азота в скважине может также привести к отравлению рабочего персонала при реализации технологии освоения скважин;a) when sulfamic, citric or acetic acid is used, even in very small quantities, the pH of the medium decreases (pH≤2), while the redox reaction between sodium nitrite and ammonium chloride is accompanied by the release of not only nitrogen, but also nitrogen oxides , including nitrogen dioxide (brown gas), under the influence of which there is rapid corrosion of downhole equipment and production casing. The release of nitrogen dioxide in the well can also lead to poisoning of working personnel in the implementation of well development technology;
б) кислота подается в зону перфорации при помощи контейнера, т.е. отдельно от пенообразующего состава, т.к. газовыделение и образование пены происходит при смешивании исходных компонентов с кислотой при любых положительных температурах, что затрудняет технологию проведения работ по освоению скважины и очистке призабойной зоны пласта от загрязнений.b) the acid is fed into the perforation zone using a container, i.e. separately from the foaming composition, as gas evolution and foam formation occurs when the initial components are mixed with acid at any positive temperatures, which complicates the technology for conducting well development and cleaning the bottom-hole formation zone from contamination.
Наиболее близкими аналогами являются пенообразующий состав для освоения и промывки скважин, включающий, маc.%: хлористый аммоний 0-41,0, нитрит натрия 12,1-58,7, инициатор реакции 0,2-24,3, поверхностно-активное вещество ПАВ 0,1-1,5, карбоксиметилцеллюлозу или полиакриламид 0,1-1,5 и воду остальное, и способ освоения и промывки скважин и очистки призабойной зоны пласта от загрязнений, включающий закачку данного пенообразующего состава, продавку его в пласт или до забоя, закрытие скважины, выдержку для генерации азота и образования пены, затем пуск скважины на самоизлив (патент РФ №20085567, С 09 К 7/08, 27.07.1997).The closest analogues are a foaming composition for well development and washing, including, wt.%: Ammonium chloride 0-41.0, sodium nitrite 12.1-58.7, initiator of the reaction 0.2-24.3, surfactant Surfactants 0.1-1.5, carboxymethyl cellulose or polyacrylamide 0.1-1.5 and the rest water, and a method for developing and flushing wells and cleaning the bottom-hole formation zone from contaminants, including injecting this foam-forming composition, pushing it into the formation or before slaughter , shutting down the well, holding to generate nitrogen and foam, then start the wells for spouting (RF Patent №20085567, C 09 K 7/08, 07.27.1997).
Техническим результатом изобретения является создание пенообразующего состава для освоения и промывки скважин, обладающего способностью регулировать процесс окислительно-восстановительной реакции между нитритом натрия и хлористым аммонием - хлоридом аммония с целью максимального исключения образования окислов азота, упрощение приготовления рабочих составов для реализации технологии.The technical result of the invention is the creation of a foaming composition for the development and washing of wells, with the ability to regulate the process of redox reaction between sodium nitrite and ammonium chloride - ammonium chloride in order to minimize the formation of nitrogen oxides, simplifying the preparation of working compositions for implementing the technology.
Пенообразующий состав для освоения и промывки скважин, включающий хлористый аммоний, нитрит натрия, инициатор реакции, поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, в качестве инициатора реакции и ПАВ содержит алкилфосфат "Химеко" при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлористый аммоний 5,0-28,0, нитрит натрия 5,0-28,0, алкилфосфат "Химеко" 0,5-5,0, вода остальное.Foaming composition for well development and washing, including ammonium chloride, sodium nitrite, a reaction initiator, a surfactant, surfactant and water, as a reaction initiator and a surfactant contains Himeko alkyl phosphate in the following ratio, wt.%: Ammonium chloride 5, 0-28.0, sodium nitrite 5.0-28.0, Himeko alkyl phosphate 0.5-5.0, the rest is water.
В способе освоения и промывки скважин и очистки призабойной зоны пласта от загрязнений, включающем закачку пенообразующего состава, продавку его в пласт или до забоя, закрытие скважины, выдержку для генерации азота и образования пены, затем пуск скважины на самоизлив, используют указанный выше пенообразующий состав, продавку его осуществляют нефтью или минерализованной водой.In the method of developing and washing wells and cleaning the bottom-hole zone of the formation from contaminants, including injecting a foaming composition, pushing it into the formation or before bottoming, shutting the well, holding for nitrogen generation and foam formation, then starting the well for self-discharge, use the above-mentioned foaming composition, its sale is carried out by oil or mineralized water.
Результат достигается введением в состав, содержащий нитрит натрия и хлорид аммония, инициатора реакции и пенообразователя - алкилфосфата "Химеко", представляющего собой смесь моно- и диэфиров алкилфосфорных кислот на основе первичных жирных, окса- и низкомолекулярных спиртов. Алкилфосфат "Химеко" является анионоактивным ПАВ, поэтому в предлагаемом составе он не только инициатор и регулятор реакции выделения азота, но и пенообразователь. Введение данного реагента позволяет выдержать рН в пенообразующем составе в узких пределах (рН 2-3), в результате чего реакция между нитритом натрия и хлористым аммонием идет с преимущественным выделением азота, а так как введенный реагент является пенообразователем, при выделении азота образуется пена.The result is achieved by introducing into the composition containing sodium nitrite and ammonium chloride, a reaction initiator and a foaming agent - Himeko alkyl phosphate, which is a mixture of monophosphate and diesters of alkylphosphoric acids based on primary fatty, oxa and low molecular weight alcohols. Alkylphosphate "Himeko" is an anionic surfactant, therefore, in the proposed composition it is not only the initiator and regulator of the reaction of nitrogen evolution, but also a foaming agent. The introduction of this reagent makes it possible to withstand the pH in the foaming composition within narrow limits (pH 2-3), as a result of which the reaction between sodium nitrite and ammonium chloride proceeds with the predominant evolution of nitrogen, and since the introduced reagent is a foaming agent, foam is formed during the evolution of nitrogen.
Технология практического применения предлагаемого пенообразующего состава предусматривает растворение нитрита натрия и хлористого аммония в воде и введение в полученный раствор алкилфосфата "Химеко" с последующей закачкой полученного раствора в скважину. Необходимое условие данной технологии - приготовленный раствор должен быть продавлен нефтью или минерализованной водой в пласт или до забоя, после чего скважина закрывается на реакцию не менее чем на 2 часа. Выделение газа происходит при температуре не ниже 40° С.The technology for the practical application of the proposed foaming composition involves dissolving sodium nitrite and ammonium chloride in water and introducing the Himeko alkyl phosphate into the resulting solution, followed by pumping the resulting solution into the well. A necessary condition of this technology is that the prepared solution must be pushed with oil or mineralized water into the reservoir or before the bottom, after which the well is closed for a reaction for at least 2 hours. Gas evolution occurs at a temperature not lower than 40 ° C.
Для исследований использовались:For research were used:
1. Нитрит натрия, NaNO2, технический, ГОСТ 19906-74, представляет собой белый кристаллический порошок, массовая доля основного вещества не менее 98,5%, растворимость в воде при температуре 20° С - 82,9 г/100 мл.1. Sodium nitrite, NaNO 2 , technical, GOST 19906-74, is a white crystalline powder, the mass fraction of the main substance is not less than 98.5%, solubility in water at a temperature of 20 ° C - 82.9 g / 100 ml.
2. Хлористый аммоний - хлорид аммония, NH4Cl, ГОСТ 2210-73, представляет собой порошок белого цвета, массовая доля основного вещества не менее 99,6%, растворимость в воде при температуре 20° С - 37,2 г/100 мл.2. Ammonium chloride - ammonium chloride, NH 4 Cl, GOST 2210-73, is a white powder, the mass fraction of the basic substance is not less than 99.6%, solubility in water at a temperature of 20 ° C - 37.2 g / 100 ml .
3. Алкилфосфат "Химеко" представляет собой смесь моно- и диэфиров алкилфосфорных кислот на основе первичных жирных, окса- и низкомолекулярных спиртов, ТУ 400МП "Х-2075-227-001-93", подвижная жидкость от бесцветного до светло коричневого цвета, массовая доля основного вещества не менее 95,0%, при растворении в воде образует полупрозрачный мицеллярный раствор.3. Himeko alkylphosphate is a mixture of mono- and diesters of alkylphosphoric acids based on primary fatty, oxa and low molecular weight alcohols, TU 400MP "X-2075-227-001-93", a mobile liquid from colorless to light brown in color, mass the proportion of the basic substance is not less than 95.0%; when dissolved in water, it forms a translucent micellar solution.
Поскольку молярная масса хлористого аммония составляет 53,5 г/моль, а нитрита натрия 69,0 г/моль, то при реакции, описываемой по уравнению:Since the molar mass of ammonium chloride is 53.5 g / mol, and sodium nitrite is 69.0 g / mol, the reaction described by the equation:
NH4Cl+NaNO2→ N2↑ +NaCl+2H2ONH 4 Cl + NaNO 2 → N 2 ↑ + NaCl + 2H 2 O
количество нитрита натрия должно быть больше, чем количество хлорида аммония в 1,29 раза. Однако реакция проходит полнее в случае избытка одного из компонентов, поэтому в предлагаемом составе берутся равные концентрации реагентов, что предполагает избыток хлорида аммония. Наименьшие концентрации солей определяются возможностью получения достаточного количества газа для освоения скважины, а максимальные концентрации трудностью растворения солей. Наименьшая концентрация алкилфосфата "Химеко" определяется способностью образовывать пену, а максимальная концентрация определяется экономической целесообразностью.the amount of sodium nitrite should be 1.29 times greater than the amount of ammonium chloride. However, the reaction is more complete in the event of an excess of one of the components, therefore, equal concentrations of reagents are taken in the proposed composition, which suggests an excess of ammonium chloride. The lowest salt concentrations are determined by the ability to obtain a sufficient amount of gas for well development, and the maximum concentration by the difficulty of dissolving the salts. The lowest concentration of Himeko alkyl phosphate is determined by the ability to form a foam, and the maximum concentration is determined by economic feasibility.
Примеры приготовления пенообразующих составовExamples of the preparation of foaming compositions
Пример 1Example 1
В 89,5 мл воды при перемешивании последовательно растворяли 5,0 г нитрита натрия, 5,0 г хлорида аммония и 0,5 г алкилфосфата "Химеко".5.0 g of sodium nitrite, 5.0 g of ammonium chloride and 0.5 g of Himeko alkylphosphate were successively dissolved in 89.5 ml of water with stirring.
Пример 4Example 4
В 64,0 мл воды при перемешивании последовательно растворяли 17,0 г нитрита натрия, 17,0 г хлорида аммония и 2,0 г алкилфосфата "Химеко".17.0 g of sodium nitrite, 17.0 g of ammonium chloride and 2.0 g of Himeko alkylphosphate were successively dissolved in 64.0 ml of water with stirring.
Пример 7Example 7
В 39 мл воды при перемешивании последовательно растворяли 28,0 г нитрита натрия, 28,0 г хлорида аммония и 5,0 г алкилфосфата "Химеко".In 39 ml of water, 28.0 g of sodium nitrite, 28.0 g of ammonium chloride and 5.0 g of Himeko alkylphosphate were successively dissolved with stirring.
Пример 10 (известный)Example 10 (known)
В 54,9 мл воды при перемешивании последовательно растворяли 19,4 г хлорида аммония, 23,6 г нитрита натрия и 2,1 г пенообразователя (сульфанол), после чего в процессе исследования в полученный состав добавлляли 0,029 мас.% сульфаминовой кислоты.In 54.9 ml of water, 19.4 g of ammonium chloride, 23.6 g of sodium nitrite and 2.1 g of a foaming agent (sulfanol) were successively dissolved with stirring, after which, during the study, 0.029 wt.% Sulfamic acid was added to the resulting composition.
Пример 11 (известный)Example 11 (known)
В 54,5 мл воды при перемешивании последовательно растворяли 20,0 г хлорида аммония, 23,2 г нитрита натрия и 2,3 г пенообразователя (сульфанол), после чего в процессе исследования в полученный состав добавляли 0,0028 мас.% уксусной кислоты в виде 5%-ного раствора.In 54.5 ml of water, 20.0 g of ammonium chloride, 23.2 g of sodium nitrite and 2.3 g of a foaming agent (sulfanol) were successively dissolved with stirring, after which 0.0028 wt.% Acetic acid was added to the resulting composition in the form of a 5% solution.
Полученные составы исследовались следующим образом.The resulting compositions were investigated as follows.
Приготовленные составы загружались в стеклянный цилиндр, объемом 1 л, последний помещался в водяную баню с температурой 45-95° С, сверху на цилиндр помещался кружок фильтровальной бумаги, чтобы регистрировать выделение двуокиси азота, т.к. при выделении двуокиси азота на бумаге появлялся бурый налет. В процессе прогрева пенообразующего состава начиналось выделение газа и образование пены. В ходе эксперимента определялась кратность пены - отношение объема пены к объему пенообразующего раствора и регистрировалось выделение двуокиси азота. Результаты исследований представлены в таблице.The prepared compositions were loaded into a 1 liter glass cylinder, the latter was placed in a water bath at a temperature of 45-95 ° С, a circle of filter paper was placed on top of the cylinder to record the release of nitrogen dioxide, because When nitrogen dioxide was released, a brown coating appeared on the paper. In the process of heating the foaming composition, gas evolution and foam formation began. During the experiment, the multiplicity of the foam was determined - the ratio of the volume of the foam to the volume of the foaming solution and the release of nitrogen dioxide was recorded. The research results are presented in the table.
Как следует из представленной таблицы, предлагаемый состав отличается более высокой кратностью пены даже при более низких концентрациях солей и ПАВ (оп 4-6), не выделяет двуокиси азота, а для инициирования реакции не требуется дополнительно вводить кислоту.As follows from the table, the proposed composition has a higher foam ratio even at lower concentrations of salts and surfactants (op 4-6), does not emit nitrogen dioxide, and additional acid is not required to initiate the reaction.
Способ освоения и промывки скважин и очистки призабойной зоны пласта от загрязнений включает закачку указанного пенообразующего состава в скважину, продавку его нефтью или минерализованной водой в пласт или до забоя, после чего скважину закрывают и выдерживают для генерации азота и образования пены, а затем пускают скважину на самоизлив.The method of developing and washing wells and cleaning the bottom of the formation from contamination involves injecting the specified foaming composition into the well, pumping it with oil or mineralized water into the formation or before the bottom, after which the well is closed and kept to generate nitrogen and foam, and then the well is launched self-effusive.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет осуществить технический результат, а именно создать эффективный пенообразующий состав для освоения и промывки скважин, а также способ освоения и промывки скважин и очистки призабойной зоны пласта от загрязнений с его применением.A new set of claimed essential features allows to achieve a technical result, namely, to create an effective foaming composition for developing and washing wells, as well as a method for developing and washing wells and cleaning the bottom-hole formation zone from contamination with its use.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003110704/03A RU2250364C2 (en) | 2003-04-15 | 2003-04-15 | Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003110704/03A RU2250364C2 (en) | 2003-04-15 | 2003-04-15 | Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003110704A RU2003110704A (en) | 2004-11-27 |
RU2250364C2 true RU2250364C2 (en) | 2005-04-20 |
Family
ID=35635131
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003110704/03A RU2250364C2 (en) | 2003-04-15 | 2003-04-15 | Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2250364C2 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
US11299663B2 (en) | 2020-06-04 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for modifying well injection profile and enhanced oil recovery |
US11441069B2 (en) | 2020-07-24 | 2022-09-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method for improving aquifer remediation using in-situ generated nitrogen foam |
US11867036B2 (en) | 2021-06-23 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Insitu foam generation to fasten and increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection |
-
2003
- 2003-04-15 RU RU2003110704/03A patent/RU2250364C2/en active
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
US11299663B2 (en) | 2020-06-04 | 2022-04-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for modifying well injection profile and enhanced oil recovery |
US11441069B2 (en) | 2020-07-24 | 2022-09-13 | Saudi Arabian Oil Company | Method for improving aquifer remediation using in-situ generated nitrogen foam |
US11867036B2 (en) | 2021-06-23 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Insitu foam generation to fasten and increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2451169C1 (en) | Method of formation face zone development | |
CA1153271A (en) | Foamed high viscosity aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same | |
GB2372058A (en) | Viscoelastic fluid including a cleavable surfactant | |
NO334462B1 (en) | Foamed, acid treatment fluids | |
RU2250364C2 (en) | Foam-forming compound for completing and washing wells and method for implementing said compound | |
CN108677190A (en) | A kind of solvable bridge plug quick lysate and preparation method thereof | |
US3831679A (en) | Stimulation with inhibited acidizing fluids | |
RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
RU2721200C1 (en) | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir | |
CN107384358B (en) | Wetting reversal agent for improving depressurization and injection enhancement effects of water injection well of low-permeability reservoir and preparation method thereof | |
US5392859A (en) | Acid stimulation process for production from subterranean formations | |
RU2675394C1 (en) | Method of thermal chemical treatment of reservoir | |
US4028257A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
RU2799300C1 (en) | Intensifying composition based on surfactants and complexing agents for carbonate and mixed reservoirs | |
CN114540002B (en) | Salt-resistant low-interfacial tension foam oil displacement agent | |
RU2301248C1 (en) | Base of composition for oxygen treatment of terrigenous reservoir and declaying of bottomhole formation zone | |
US4004637A (en) | Oil recovery by improved surfactant flooding | |
DE3750335T2 (en) | METHOD FOR PRODUCING A MIXTURE FROM CHLORINE COMPOUNDS INCLUDING CHLORDIOXYDES. | |
RU2786901C1 (en) | Intensifying dry acid composition for high-temperature carbonate and mixed reservoirs | |
RU2777039C1 (en) | Composition for processing the bottom-hole zone of carbonate and terrigenous reservoirs | |
RU2776820C1 (en) | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation | |
RU2731302C1 (en) | Composition for treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir | |
RU2256073C1 (en) | Composition for treatment of face-adjacent bed zone | |
RU2263205C1 (en) | Oil reservoir development method | |
RU2778752C1 (en) | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 |