EA047093B1 - PROCESSING OF UNDERGROUND FORMATIONS - Google Patents
PROCESSING OF UNDERGROUND FORMATIONS Download PDFInfo
- Publication number
- EA047093B1 EA047093B1 EA202192221 EA047093B1 EA 047093 B1 EA047093 B1 EA 047093B1 EA 202192221 EA202192221 EA 202192221 EA 047093 B1 EA047093 B1 EA 047093B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- formation
- acid
- nitrite
- ratio
- gas
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 179
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 120
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 112
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 98
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 93
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 81
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 80
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 claims description 80
- 235000012538 ammonium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 79
- 229910000013 Ammonium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 75
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 50
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 50
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 42
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- BIGPRXCJEDHCLP-UHFFFAOYSA-N ammonium bisulfate Chemical compound [NH4+].OS([O-])(=O)=O BIGPRXCJEDHCLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 28
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims description 25
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 16
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 10
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-M perchlorate Inorganic materials [O-]Cl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims description 8
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 claims description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 2
- FDDDEECHVMSUSB-UHFFFAOYSA-N sulfanilamide Chemical compound NC1=CC=C(S(N)(=O)=O)C=C1 FDDDEECHVMSUSB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- 229940124530 sulfonamide Drugs 0.000 claims 5
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 152
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 19
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 11
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 10
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 8
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- -1 nitrite ions Chemical class 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 150000003868 ammonium compounds Chemical class 0.000 description 3
- CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N ammonium nitrite Chemical compound [NH4+].[O-]N=O CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 3
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 3
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 150000007519 polyprotic acids Polymers 0.000 description 3
- URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N triacetin Chemical compound CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 229960002622 triacetin Drugs 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007848 Bronsted acid Substances 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N Nitrous acid Chemical compound ON=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M [(1s,2s)-2-amino-1,2-diphenylethyl]-(4-methylphenyl)sulfonylazanide;chlororuthenium(1+);1-methyl-4-propan-2-ylbenzene Chemical compound [Ru+]Cl.CC(C)C1=CC=C(C)C=C1.C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)[N-][C@@H](C=1C=CC=CC=1)[C@@H](N)C1=CC=CC=C1 AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001485 alkali metal perchlorate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- MHMUIIBVMBOAON-UHFFFAOYSA-N azane;2,2,2-trichloroacetic acid Chemical compound [NH4+].[O-]C(=O)C(Cl)(Cl)Cl MHMUIIBVMBOAON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000013773 glyceryl triacetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001087 glyceryl triacetate Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- IDNHOWMYUQKKTI-UHFFFAOYSA-M lithium nitrite Chemical compound [Li+].[O-]N=O IDNHOWMYUQKKTI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- AAJBNRZDTJPMTJ-UHFFFAOYSA-L magnesium;dinitrite Chemical compound [Mg+2].[O-]N=O.[O-]N=O AAJBNRZDTJPMTJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- RAFRTSDUWORDLA-UHFFFAOYSA-N phenyl 3-chloropropanoate Chemical compound ClCCC(=O)OC1=CC=CC=C1 RAFRTSDUWORDLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004304 potassium nitrite Substances 0.000 description 1
- 235000010289 potassium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N quinbolone Chemical class O([C@H]1CC[C@H]2[C@H]3[C@@H]([C@]4(C=CC(=O)C=C4CC3)C)CC[C@@]21C)C1=CCCC1 IUVKMZGDUIUOCP-BTNSXGMBSA-N 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000007665 sagging Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- BAZAXWOYCMUHIX-UHFFFAOYSA-M sodium perchlorate Chemical compound [Na+].[O-]Cl(=O)(=O)=O BAZAXWOYCMUHIX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910001488 sodium perchlorate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
Description
Область техникиTechnical field
Настоящее изобретение относится к обработке подземных пластов, например, к осуществлению разрыва пластов (геологических формаций) и/или к стимуляции (интенсификации) притока углеводорода, например, нефти и/или газа.The present invention relates to the treatment of underground formations, for example, to the implementation of fracturing (geological formations) and/or to stimulation (intensification) of the influx of hydrocarbons, for example, oil and/or gas.
Предшествующий уровень техникиPrior Art
Извлечение запасов нефти и газа, захваченных в слабопроницаемых резервуарах, таких как сланцевые пласты и труднопроницаемые для газа породы, традиционными способами сопряжено с трудностями и высокими затратами. Для увеличения добычи из таких пластов необходимо создать широкомасштабную и сложную сеть трещин. Одним из наиболее часто применяемых способов является гидравлический разрыв (гидроразрыв) пласта. Несмотря на то, что в результате гидравлического разрыва пласта действительно образуются трещины, разброс и сложность трещинных систем могут быть недостаточны для максимального извлечения нефти, и, кроме того, использование больших объемов текучих сред для гидроразрыва приводит к высокой стоимости работ и может повреждать пласты. Таким образом, имеется необходимость в создании дополнительных способов дальнейшего повышения производительности нефтедобывающих скважин, например, скважин, подвергнутых гидроразрыву. Применение подходящего способа вторичного гидроразрыва приводит к образованию новых микротрещин/трещин, расширению существующих микротрещин/трещин или раскрытию природных трещин. Такой способ вторичного гидроразрыва повышает сложность сети трещин и стимулирует объем резервуара (общий объем породыколлектора, в которой образуются трещины).Extracting oil and gas reserves trapped in tight reservoirs, such as shale formations and gas-resistant formations, is difficult and expensive using traditional methods. To increase production from such formations, it is necessary to create a large-scale and complex network of fractures. One of the most commonly used methods is hydraulic fracturing (fracturing). Although hydraulic fracturing does produce fractures, the spread and complexity of fracture systems may not be sufficient to maximize oil recovery, and furthermore, the use of large volumes of fracturing fluids is costly and can damage formations. Thus, there is a need to develop additional methods to further increase the productivity of oil production wells, such as hydraulically fractured wells. Application of a suitable secondary fracturing technique results in the formation of new microfractures/fractures, expansion of existing microfractures/fractures or opening of natural fractures. This secondary fracturing technique increases the complexity of the fracture network and stimulates reservoir volume (the total volume of the reservoir rock in which fractures form).
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретенияInformation confirming the possibility of implementing the invention
В основе предпочтительных примеров осуществления настоящего изобретения лежит обработка, например, гидроразрыв, подземных пластов с помощью смеси химических веществ, которые способны быстро выделять большие количества газа под землей, в частности, газа, получаемого в результате экзотермической реакции. Комбинация теплоты и газа может быть применена для обработки пласта, например, для образования трещин (разрывов). Воздействие комбинации теплоты и газа может создавать новые трещины, расширять существующие трещины, раскрывать природные трещины или создавать микротрещины внутри трещин. В предпочтительных примерах осуществления смесь химических веществ генерирует большие объемы газа на один моль реагентов смеси и высвобождает нетоксичные побочные продукты.Preferred embodiments of the present invention involve treating, for example hydraulically fracturing, subterranean formations with a mixture of chemicals that are capable of rapidly releasing large quantities of gas underground, in particular gas produced by an exothermic reaction. A combination of heat and gas can be used to treat the formation, for example to create fractures. Exposure to a combination of heat and gas can create new cracks, widen existing cracks, open natural cracks, or create microcracks within cracks. In preferred embodiments, the mixture of chemicals generates large volumes of gas per mole of reactants in the mixture and releases non-toxic byproducts.
Г енерация теплоты и газа внутри скважины для проведения операции вторичного гидроразрыва известна. Однако в известных способах образуется ограниченное количество газа. Величины давления, развивающегося внутри пласта, показывают, что для создания давления, достаточного для преодоления ограничивающего горного давления внутри ствола скважины, требуется большое количество газа.The generation of heat and gas inside the well for secondary hydraulic fracturing is known. However, known methods produce a limited amount of gas. The magnitude of pressures developing within the formation indicates that large amounts of gas are required to generate pressure sufficient to overcome the confining rock pressure within the wellbore.
Предпочтительные примеры осуществления описанного далее изобретения предоставляют средства для повышения количества газа, который может быть быстро образован химической системой для создания в пласте давления, достаточного для преодоления ограничивающего горного давления, и разрыва пласта.Preferred embodiments of the invention described below provide a means for increasing the amount of gas that can be rapidly produced by a chemical system to pressurize the formation sufficiently to overcome the confining rock pressure and fracturing the formation.
Задача настоящего изобретения состоит в устранении проблем, связанных с гидроразрывом и/или стимуляцией притока углеводородов в пластах.The objective of the present invention is to eliminate the problems associated with hydraulic fracturing and/or stimulation of hydrocarbon flow in formations.
Первый аспект изобретения относится к способу обработки подземного пласта, где способ включает приведение пласта в контакт со следующими веществами:The first aspect of the invention relates to a method of treating a subterranean formation, where the method includes bringing the formation into contact with the following substances:
(a) бикарбонатом аммония;(a) ammonium bicarbonate;
(b) окислителем, выбранным из перхлората или нитрита или их комбинаций; и (c) кислотой (АА).(b) an oxidizing agent selected from perchlorate or nitrite or combinations thereof; and (c) acid (AA).
Предпочтительным перхлоратом является перхлорат щелочного металла, и особенно предпочтительным является перхлорат натрия.A preferred perchlorate is an alkali metal perchlorate, and particularly preferred is sodium perchlorate.
Предпочтительно окислитель выбран из перхлората или нитрита, и более предпочтительно окислитель включает перхлорат или нитрит, но не оба эти реагента.Preferably, the oxidizing agent is selected from perchlorate or nitrite, and more preferably the oxidizing agent includes perchlorate or nitrite, but not both.
Предпочтительно, при выборе между перхлоратом и нитритом предпочтительным является нитрит. В водном растворе нитрит предпочтительно способен генерировать нитрит-ионы.Preferably, when choosing between perchlorate and nitrite, nitrite is preferred. In aqueous solution, nitrite is preferably capable of generating nitrite ions.
Нитрит может быть выбран из нитритов щелочных металлов, нитритов щелочноземельных металлов, нитрита аммония или органических нитритов. Нитрит предпочтительно выбран из нитрита лития, нитрита натрия, нитрита калия, нитрита кальция, нитрита магния, нитрита аммония и комбинаций перечисленных веществ. Нитрит предпочтительно представляет собой нитрит натрия.The nitrite may be selected from alkali metal nitrites, alkaline earth metal nitrites, ammonium nitrite or organic nitrites. The nitrite is preferably selected from lithium nitrite, sodium nitrite, potassium nitrite, calcium nitrite, magnesium nitrite, ammonium nitrite and combinations thereof. The nitrite is preferably sodium nitrite.
Бикарбонат аммония и окислитель, в частности, нитрит, предпочтительно контактируют таким образом, чтобы между ними протекала реакция, и в пласте образовывались азот и диоксид углерода.The ammonium bicarbonate and the oxidizing agent, particularly nitrite, are preferably contacted such that they react to produce nitrogen and carbon dioxide in the formation.
Отношение (А) определяют как отношение количества моль бикарбоната аммония к количеству моль нитрита, контактирующих с пластом и/или реагирующих в пласте. Не существует минимального или максимального количества нитрита, требуемого для осуществления изобретения, и, таким образом, отношение (А) может составлять любую величину, превышающую 0. Отношение (А) может составлять от 0,1 до 2,0, например, от 0,2 до 0,8 и предподчительно отношение (А) составляет от 0,3 до 0,6.Ratio (A) is defined as the ratio of the number of moles of ammonium bicarbonate to the number of moles of nitrite contacting the formation and/or reacting in the formation. There is no minimum or maximum amount of nitrite required to practice the invention, and thus the ratio (A) can be any value greater than 0. The ratio (A) can be from 0.1 to 2.0, for example from 0. 2 to 0.8 and preferably the ratio (A) is from 0.3 to 0.6.
Способ предпочтительно включает приведение пласта в контакт с бикарбонатом аммония, окислителем, в частности нитритом, и кислотой (АА). Кислота (АА) может быть одноосновной кислотой, сольюThe method preferably involves contacting the formation with ammonium bicarbonate, an oxidizing agent, in particular nitrite, and an acid (AA). Acid (AA) can be a monobasic acid, salt
- 1 047093 одноосновной кислоты, многоосновной кислотой, неполной солью многоосновной кислоты или солью многоосновной кислоты.- 1 047093 monobasic acid, polybasic acid, partial salt of a polybasic acid or salt of a polybasic acid.
Кислота (АА) может подходящим образом представлять собой любую водорастворимую кислоту Брёнстеда.The acid (AA) may suitably be any water-soluble Brønsted acid.
Кислота (АА) может быть минеральной кислотой, неорганической кислотой или органической кислотой.The acid (AA) may be a mineral acid, an inorganic acid or an organic acid.
Кислота (АА) может быть выбрана из: HCl, HF, муравьиной кислоты, молочной кислоты, фосфорной кислоты, сульфаминовой кислоты, бисульфата аммония, уксусной кислоты, щавелевой кислоты, азотной кислоты, угольной кислоты, азотистой кислоты, серной кислоты, лимонной кислоты, пропионовой кислоты, молочной кислоты, три галогенуксусных кислот и предшественников кислот, из которых в условиях, характерных для ствола скважины, образуются кислоты, таких как ангидриды, соли тригалогенуксусной кислоты, например, трихлорацетат аммония, или сложные эфиры, такие как триацетин (триацетилглицерин), метилацетат, или димеры, олигомеры или полимеры гидроксикислот, таких как молочная кислота. Кислота (АА) может быть выбрана из: HCl, сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония или их смесей.The acid (AA) may be selected from: HCl, HF, formic acid, lactic acid, phosphoric acid, sulfamic acid, ammonium bisulfate, acetic acid, oxalic acid, nitric acid, carbonic acid, nitrous acid, sulfuric acid, citric acid, propionic acid acids, lactic acid, trihaloacetic acids and acid precursors from which acids are formed under wellbore conditions such as anhydrides, trihaloacetic acid salts such as ammonium trichloroacetate, or esters such as triacetin (triacetylglycerol), methyl acetate , or dimers, oligomers or polymers of hydroxy acids such as lactic acid. The acid (AA) may be selected from: HCl, sulfamic acid and ammonium bisulfate or mixtures thereof.
В одном из предпочтительных примеров осуществления кислотой (АА) является HCl.In one preferred embodiment, the acid (AA) is HCl.
Кислота (АА) предпочтительно способна реагировать, например, с другими материалами, контактирующими с пластом (например, с бикарбонатом и/или нитритом аммония), с образованием газа, где образующийся газ предпочтительно включает атомы углерода или, в особенности, азота, поставляемые кислотой (АА). Таким образом, способ предпочтительно представляет собой способ обработки подземного пласта, включающий образование в пласте газа. Газ может подходить для разрыва пласта на участке, находящемся вблизи или внутри области, в которой образуется этот газ.The acid (AA) is preferably capable of reacting, for example, with other materials in contact with the formation (for example, ammonium bicarbonate and/or nitrite) to form a gas, where the resulting gas preferably includes carbon or, in particular, nitrogen atoms supplied by the acid ( AA). Thus, the method is preferably a method of treating a subterranean formation, including generating gas in the formation. The gas may be suitable for fracturing an area adjacent to or within the area in which the gas is generated.
В настоящей работе термин газ включает продукты, находящиеся в газообразном состоянии при стандартной температуре и стандартном давлении (сокращенно СТД) (что составляет 0°С и 1 атм. (1,013-105 Па)).In this paper, the term gas includes products that are in a gaseous state at standard temperature and standard pressure (abbreviated STD) (which is 0 ° C and 1 atm. (1.013-105 Pa)).
Предпочтительно газ, получаемый, как указано выше, в реакции кислоты (АА), может представлять собой газ, содержащий атом азота (например, N2), или газ, содержащий атом углерода (например, СО2).Preferably, the gas produced by the acid (AA) reaction as described above may be a gas containing a nitrogen atom (eg N2) or a gas containing a carbon atom (eg CO2).
Таким образом, при использовании, как указано выше, кислоты (АА), кислота может быть обработана таким образом, что она образует газ, который может дополнять газ, получаемый по реакции бикарбоната и нитрита аммония.Thus, when using acid (AA) as stated above, the acid can be processed such that it produces a gas that can complement the gas produced by the reaction of ammonium bicarbonate and ammonium nitrite.
Предпочтительно кислота (АА) включает атом азота. Предпочтительно кислота (АА) включает фрагментPreferably, the acid (AA) includes a nitrogen atom. Preferably, the acid (AA) includes a moiety
О IIO II
О О например, фрагментO O for example, fragment
ОABOUT
II О О II, или фрагмент О II ,,S„II O O II, or fragment O II ,,S„
О 'ОН in.O'OH in.
Кислота (АА) может включать фрагмент NH2, такой как фрагмент, содержащийся в сульфаминовой кислоте или в бисульфате аммония (например, где фрагмент NH2 представляет собой часть иона NH4 +).The acid (AA) may include an NH2 moiety, such as that found in sulfamic acid or ammonium bisulfate (eg, where the NH2 moiety is part of an NH4 + ion).
Кислота (АА) предпочтительно выбрана из сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония. Может быть выбрана смесь кислот, например, вышеуказанных кислот.The acid (AA) is preferably selected from sulfamic acid and ammonium bisulfate. A mixture of acids may be selected, for example the above mentioned acids.
Эффективность описанной обработки может зависеть от отношения общего количества моль используемой кислоты к количеству моль других реагентов. Отношение (В), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к общему количеству моль кислоты, приведенной в контакт с пластом и/или реагирующей с бикарбонатом и окислителем, предпочтительно нитритом, в пласте, может превышать 0 и может составлять 10 или менее. Отношение (В) может составлять от 0 до 10, например, от 0,01 до 4, подходящим образом от 0,05 до 2, предпочтительно от 0,1 до 1,1 и, в частности, может составлять от 0,3 до 0,6.The effectiveness of the described treatment may depend on the ratio of the total number of moles of acid used to the number of moles of other reagents. Ratio (B), defined as the ratio of the number of moles of ammonium bicarbonate to the total number of moles of acid brought into contact with the formation and/or reacted with bicarbonate and an oxidizing agent, preferably nitrite, in the formation, may be greater than 0 and may be 10 or less. The ratio (B) can be from 0 to 10, for example from 0.01 to 4, suitably from 0.05 to 2, preferably from 0.1 to 1.1 and in particular can be from 0.3 to 0.6.
Общее количество моль кислоты может включать суммарное количество моль кислоты (АА) и любой другой кислоты, приведенной в контакт с пластом и/или реагирующей с бикарбонатом и нитритом в пласте.The total moles of acid may include the total moles of acid (AA) and any other acid brought into contact with the formation and/or reacted with bicarbonate and nitrite in the formation.
В одном из предпочтительных примеров осуществления кислота, применяемая для обработки, сама может передавать газу, образующемуся в способе, атомы (не являющиеся атомами водорода). Отношение (С), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к суммарному количеству моль одной или более кислот, предназначенных для реакции, например, с другими материалами, приведенными в контакт с пластом, где в реакции происходит передача атомов (не являющихся атомами водорода) газу (например, азоту), образующемуся в способе, может превышать 0 и может составлять 10 илиIn one preferred embodiment, the acid used for the treatment may itself transfer atoms (other than hydrogen atoms) to the gas generated in the process. Ratio (C), defined as the ratio of the number of moles of ammonium bicarbonate to the total number of moles of one or more acids intended to react, for example, with other materials brought into contact with the formation, where the reaction transfers atoms (not being hydrogen atoms) to the gas (for example, nitrogen) produced in the process may exceed 0 and may be 10 or
- 2 047093 менее. Отношение (С) может составлять от 0 до 10, например, от 0,01 до 4, подходящим образом от 0,05 до 2, предпочтительно от 0,1 до 1,1 и, в частности, может составлять от 0,3 до 0,6.- 2 047093 less. The ratio (C) can be from 0 to 10, for example from 0.01 to 4, suitably from 0.05 to 2, preferably from 0.1 to 1.1 and in particular can be from 0.3 to 0.6.
Для отдачи атомов (не являющихся атомами водорода) образующемуся газу кислота может включать атом азота. Отношение (D), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к суммарному количеству моль одной или более кислот (приводимых в контакт с пластом и/или реагирующих с бикарбонатом и нитритом в пласте), которые включают атом азота, например, как указано, фрагмент NH2, может превышать 0 и может составлять 10 или менее. Отношение (D) может составлять от 0 до 10, например, от 0,01 до 4, подходящим образом от 0,05 до 2, предпочтительно от 0,1 до 1,1 и, в частности, может составлять от 0,3 до 0,6.To donate atoms (other than hydrogen atoms) to the resulting gas, the acid may include a nitrogen atom. Ratio (D), defined as the ratio of the number of moles of ammonium bicarbonate to the total number of moles of one or more acids (brought into contact with the formation and/or reacted with bicarbonate and nitrite in the formation) that include a nitrogen atom, for example, as indicated, the NH2 moiety , may be greater than 0 and may be 10 or less. The ratio (D) can be from 0 to 10, for example from 0.01 to 4, suitably from 0.05 to 2, preferably from 0.1 to 1.1 and in particular can be from 0.3 to 0.6.
Предпочтительными кислотами, которые, как описано, передают атомы газу, могут быть сульфаминовая кислота и бисульфат аммония. Отношение (Е), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к суммарному количеству моль сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония (приводимых в контакт с пластом и/или реагирующих с бикарбонатом и нитритом в пласте), может превышать 0 и может составлять 10 или менее. Отношение (Е) может составлять от 0 до 10, например, от 0,01 до 4, подходящим образом от 0,05 до 2, предпочтительно от 0,1 до 1,1 и, в частности, может составлять от 0,3 до 0,6.Preferred acids that are described to transfer atoms to the gas may be sulfamic acid and ammonium bisulfate. The ratio (E), defined as the ratio of the moles of ammonium bicarbonate to the total moles of sulfamic acid and ammonium bisulfate (contacted with the formation and/or reacted with bicarbonate and nitrite in the formation), may be greater than 0 and may be 10 or less. The ratio (E) can be from 0 to 10, for example from 0.01 to 4, suitably from 0.05 to 2, preferably from 0.1 to 1.1 and in particular can be from 0.3 to 0.6.
В одном из примеров осуществления отношение (F), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к количеству моль сульфаминовой кислоты (приводимых в контакт с пластом и/или реагирующих с бикарбонатом и нитритом в пласте), может превышать 0 и может составлять 10 или менее. Отношение (F) может составлять от 0 до 10, например, от 0,01 до 4, подходящим образом от 0,05 до 2, предпочтительно от 0,1 до 1,1 и, в частности, может составлять от 0,3 до 0,6.In one embodiment, the ratio (F), defined as the ratio of moles of ammonium bicarbonate to moles of sulfamic acid (contacted with the formation and/or reacted with bicarbonate and nitrite in the formation), may be greater than 0 and may be 10 or less. The ratio (F) can be from 0 to 10, for example from 0.01 to 4, suitably from 0.05 to 2, preferably from 0.1 to 1.1 and in particular can be from 0.3 to 0.6.
В другом примере осуществления отношение (G), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к количеству моль бисульфата аммония (приводимых в контакт с пластом и/или реагирующих с бикарбонатом и нитритом в пласте), может превышать 0 и может составлять 10 или менее. Отношение (G) может составлять от 0 до 10, например, от 0,01 до 4, подходящим образом от 0,05 до 2, предпочтительно от 0,1 до 1,1 и, в частности, может составлять от 0,3 до 0,6.In another embodiment, the ratio (G), defined as the ratio of the number of moles of ammonium bicarbonate to the number of moles of ammonium bisulfate (contacted with the formation and/or reacted with bicarbonate and nitrite in the formation), may be greater than 0 and may be 10 or less. The ratio (G) can be from 0 to 10, for example from 0.01 to 4, suitably from 0.05 to 2, preferably from 0.1 to 1.1 and in particular can be from 0.3 to 0.6.
Эффективность обработки может зависеть от соотношения моль кислоты и нитрита. Отношение (Н), определяемое как отношение количества моль нитрита к общему количеству моль кислоты (приводимых в контакт с пластом и/или реагирующих с бикарбонатом и нитритом в пласте), может превышать 0, например, находиться в диапазоне от 0,1 до 10, предпочтительно от 0,5 до 5,0, более предпочтительно от 1,0 до 2,0 и, в частности, от 1,3 до 1,7.The effectiveness of the treatment may depend on the ratio of moles of acid to nitrite. The ratio (H), defined as the ratio of the number of moles of nitrite to the total number of moles of acid (brought into contact with the formation and/or reacted with bicarbonate and nitrite in the formation), may exceed 0, for example, range from 0.1 to 10, preferably from 0.5 to 5.0, more preferably from 1.0 to 2.0 and in particular from 1.3 to 1.7.
Общее количество моль кислоты может включать суммарное количество моль кислоты (АА) и любой другой кислоты, приводимой в контакт с пластом и/или реагирующей с бикарбонатом и нитритом в пласте.The total moles of acid may include the total moles of acid (AA) and any other acid brought into contact with the formation and/or reacted with bicarbonate and nitrite in the formation.
Как указано при рассмотрении отношения (I), кислота может передавать атомы (не являющиеся атомами водорода) газу, образующемуся в способе. Отношение (I), определяемое как отношение количества моль нитрита к суммарному количеству моль одной или более кислот, предназначенных для реакции, например, с другими материалами, приведенными в контакт с пластом, где в реакции происходит передача атомов (не являющих атомами водорода) газу (например, азоту), образующемуся в способе, может превышать 0, например, составлять от 0,1 до 10, предпочтительно от 0,5 до 5,0, более предпочтительно от 1,0 до 2,0 и, в частности, от 1,3 до 1,7.As indicated in relation (I), the acid may transfer atoms (other than hydrogen atoms) to the gas produced in the process. Ratio (I), defined as the ratio of the number of moles of nitrite to the total number of moles of one or more acids intended to react, for example, with other materials brought into contact with the formation, where the reaction transfers atoms (not being hydrogen atoms) to the gas ( e.g. nitrogen) generated in the process may exceed 0, for example be from 0.1 to 10, preferably from 0.5 to 5.0, more preferably from 1.0 to 2.0 and in particular from 1 .3 to 1.7.
Как указано при рассмотрении отношения (J), полезными могут быть кислоты, которые включают атом азота. Отношение (J), определяемое как отношение количества моль нитрита к суммарному количеству моль одной или более кислот (которые предназначены для реакции, например, с другими материалами, приведенными в контакт с пластом, с целью образования газа (например, азота)), которые включают атом азота, например, как указано, фрагмент NH2, может превышать 0, например, составлять от 0,1 до 10, предпочтительно от 0,5 до 5,0, более предпочтительно от 1,0 до 2,0 и, в частности, от 1,3 до 1,7.As indicated in relation (J), acids that include a nitrogen atom may be useful. Ratio (J), defined as the ratio of the number of moles of nitrite to the total number of moles of one or more acids (which are intended to react, for example, with other materials brought into contact with the formation to form a gas (for example, nitrogen)), which include the nitrogen atom, for example as indicated, the NH2 fragment, may exceed 0, for example be from 0.1 to 10, preferably from 0.5 to 5.0, more preferably from 1.0 to 2.0 and, in particular, from 1.3 to 1.7.
Как рассмотрено, предпочтительными кислотами могут быть сульфаминовая кислота и бисульфат аммония. Отношение (K), определяемое как отношение количества моль нитрита к суммарному количеству моль сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония (которые предназначены для реакции, например, с другими материалами, приведенными в контакт с пластом, с целью образования газа (например, азота)), может превышать 0, например, составлять от 0,1 до 10, предпочтительно от 0,5 до 5,0, более предпочтительно от 1,0 до 2,0 и, в частности, от 1,3 до 1,7.As discussed, preferred acids may be sulfamic acid and ammonium bisulfate. The ratio (K), defined as the ratio of the number of moles of nitrite to the total number of moles of sulfamic acid and ammonium bisulfate (which are intended to react, for example, with other materials brought into contact with the formation to form a gas (for example, nitrogen)), can exceed 0, for example be from 0.1 to 10, preferably from 0.5 to 5.0, more preferably from 1.0 to 2.0 and in particular from 1.3 to 1.7.
В одном из примеров осуществления отношение (L), определяемое как отношение количества моль нитрита к количеству моль сульфаминовой кислоты (приводимых в контакт с пластом и/или реагирующих с карбонатом и нитритом в пласте), может превышать 0, например, составлять от 0,1 до 10, предпочтительно составлять от 0,5 до 5,0, более предпочтительно от 1,0 до 2,0 и, в частности, от 1,3 до 1,7.In one embodiment, the ratio (L), defined as the ratio of the number of moles of nitrite to the number of moles of sulfamic acid (brought into contact with the formation and/or reacted with carbonate and nitrite in the formation), may exceed 0, for example, range from 0.1 to 10, preferably from 0.5 to 5.0, more preferably from 1.0 to 2.0 and in particular from 1.3 to 1.7.
В другом примере осуществления отношение (М), определяемое как отношение количества моль нитрита к количеству моль бисульфата аммония (которые предназначены для реакции, например, с другими материалами, приведенными в контакт с пластом, с целью образования газа (например, азота)), может превышать 0, например, составлять от 0,1 до 10, предпочтительно от 0,5 до 5,0, более предпочтительно от 1,0 до 2,0 и, в частности, от 1,3 до 1,7.In another embodiment, the ratio (M), defined as the ratio of the number of moles of nitrite to the number of moles of ammonium bisulfate (which are intended to react, for example, with other materials brought into contact with the formation to form a gas (for example, nitrogen)), can exceed 0, for example be from 0.1 to 10, preferably from 0.5 to 5.0, more preferably from 1.0 to 2.0 and in particular from 1.3 to 1.7.
- 3 047093- 3 047093
Таким образом, предпочтительно, кислота не просто катализирует другую реакцию, а непосредственно участвует в образовании газа, предоставляя образующемуся газу атомы, отличные от атомов водорода (например, предоставляя атомы азота).Thus, preferably, the acid does not simply catalyze another reaction, but directly participates in the formation of the gas by providing atoms other than hydrogen atoms to the resulting gas (for example, by providing nitrogen atoms).
Бикарбонат аммония может быть предоставлен в виде суспензии, эмульсии или раствора. Бикарбонат аммония может быть предоставлен в воде, и способ может включать выбор водного раствора бикарбоната аммония. Раствор может иметь любую подходящую концентрацию, вплоть до образования насыщенного раствора. Бикарбонат аммония может быть заключен в капсулы или может быть не заключен в капсулы, материал которых, например, способен замедлять реакцию с нитритом и/или кислотой (АА) при контакте с ними. Бикарбонат аммония предпочтительно не заключен в капсулы.Ammonium bicarbonate may be provided in the form of a suspension, emulsion or solution. The ammonium bicarbonate may be provided in water, and the method may include selecting an aqueous solution of ammonium bicarbonate. The solution can have any suitable concentration, up to the formation of a saturated solution. The ammonium bicarbonate may or may not be encapsulated, the material of which, for example, is capable of inhibiting the reaction with nitrite and/or acid (AA) upon contact. The ammonium bicarbonate is preferably not encapsulated.
Окислитель, например, нитрит может быть предоставлен в виде суспензии, эмульсии или раствора. Нитрит может быть предоставлен в воде, и способ может включать выбор водного раствора нитрита. Раствор может иметь любую подходящую концентрацию, вплоть до образования насыщенного раствора. Нитрит может быть заключен в капсулы или может быть не заключен в капсулы, материал которых, например, способен замедлять реакцию с бикарбонатом и/или кислотой (АА) при контакте с ними. Нитрит предпочтительно не заключен в капсулы.The oxidizing agent, for example nitrite, may be provided in the form of a suspension, emulsion or solution. The nitrite may be provided in water, and the method may include selecting an aqueous solution of the nitrite. The solution can have any suitable concentration, up to the formation of a saturated solution. The nitrite may or may not be encapsulated, the material of which, for example, is capable of inhibiting the reaction with bicarbonate and/or acid (AA) upon contact. The nitrite is preferably not encapsulated.
Если способ, как описано, включает применение кислоты (АА), то кислота (АА) может быть предоставлена в воде, например, в виде раствора или суспензии в воде. Кислота (АА) может быть заключена в капсулы или может быть не заключена в капсулы, материал которых, например, способен замедлять реакцию с бикарбонатом и/или нитритом при контакте с ними. Кислота (АА) предпочтительно не заключена в капсулы.If the method as described involves the use of an acid (AA), then the acid (AA) may be provided in water, for example, as a solution or suspension in water. The acid (AA) may or may not be encapsulated, the material of which, for example, is capable of inhibiting the reaction with bicarbonate and/or nitrite upon contact. The acid (AA) is preferably not encapsulated.
Кроме образования газа, как было описано, в способе также может выделяться теплота, облегчающая обработку пласта.In addition to the formation of gas, as described, the method can also generate heat, facilitating processing of the formation.
Способ обработки подземного пласта может быть применен для обработки любого подземного пласта, которой может способствовать полезный эффект быстрого выделения газа или тепла реакции, например, для усиления притока (облегчения извлечения) углеводородов. Способ может включать обработку подземного пласта при бурильных работах, работах по интенсификации (стимуляции) притока, работах по гидравлической интенсификации притока, при борьбе с пескопроявлением, операциях заканчивания скважины, при борьбе с отложениями в скважине, при образовании водяного барьера, при работе по стабилизации неустойчивых глин, при разрыве пласта пеной, при гидроразрыве, совмещенном с установкой гравийного фильтра, при установке гравийных фильтров, при укреплении ствола скважины, при устранении провисания, при кислотной обработке, при щелочной обработке, при удалении отложений, при пароциклической обработке скважины, в способе ингибирования взлома скважины, при устранении повреждения ствола скважины, при прочистке перфорации, при снижении гидростатического давления в скважине, при высвобождении прихваченных гибких НКТ (насосно-компрессорных труб, наматываемых на барабан) и/или трубопроводов, при повторном нагнетании давления в резервуаре, при ограничении добычи минерального сырья, для отведения потоков флюида в дальней зоне, для уменьшения осаждения пропанта, для снижения количества осыпающегося в скважину песка, для повышения сложности системы трещин или при осуществлении гидроразрыва.The subterranean formation treatment method can be used to treat any subterranean formation that may benefit from the rapid release of gas or heat of reaction, for example, to enhance the flow (facilitate recovery) of hydrocarbons. The method may include processing of an underground formation during drilling operations, work on intensification (stimulation) of inflow, work on hydraulic stimulation of inflow, when combating sand, well completion operations, when combating sediments in a well, when forming a water barrier, when working to stabilize unstable clay, when fracturing the formation with foam, during hydraulic fracturing combined with the installation of a gravel filter, when installing gravel filters, when strengthening the wellbore, when eliminating sagging, during acid treatment, during alkaline treatment, when removing sediments, during steam cyclic treatment of the well, in the inhibition method well cracking, when eliminating damage to the wellbore, when cleaning perforations, when reducing hydrostatic pressure in the well, when releasing stuck flexible tubing (tubing wound on a drum) and/or pipelines, when re-pressurizing the reservoir, when limiting production mineral raw materials, to divert fluid flows in the far zone, to reduce proppant deposition, to reduce the amount of sand falling into the well, to increase the complexity of the fracture system or when carrying out hydraulic fracturing.
Способ обработки пласта может представлять собой пароциклическую обработку скважины.The formation treatment method may be steam-cyclic well treatment.
Пароциклическая обработка скважины представляет собой способ повторного нагнетания давления в прискважинной зоне резервуара и снижения вязкости нефти в окружающей породе. Вязкость нефти может быть понижена нагнетанием давления в резервуаре с помощью газа или текучей среды (флюида), включающей диоксид углерода, который растворяется в нефти и снижает ее вязкость. Давление в резервуаре может быть повышено посредством проведения любых реакций согласно изобретению, протекающих с образованием газа. Типичная пароциклическая обработка скважины включает первый этап (i) размещения газообразующих химических веществ в стволе скважины и протекания реакции этих веществ до достижения требуемого давления и второй этап остановки скважины (ii), во время которого останавливают фонтанирование скважины. Этап остановки скважины может длиться целые сутки или в течение ночи. После открытия скважины добыча может быть возобновлена.Steam cycling of a well is a method of re-injecting pressure into the near-well zone of a reservoir and reducing the viscosity of oil in the surrounding rock. The viscosity of oil can be reduced by pressurizing the reservoir with a gas or fluid including carbon dioxide, which dissolves in the oil and reduces its viscosity. The pressure in the reservoir can be increased by carrying out any of the reactions according to the invention that occur to form gas. A typical steam-cycling well treatment includes the first stage (i) of placing gas-forming chemicals in the wellbore and allowing these substances to react until the required pressure is achieved, and the second stage of shutting the well (ii), during which the well is stopped from flowing. The well shutdown stage can last a whole day or overnight. After the well is opened, production can be resumed.
Способ обработки подземного пласта может представлять собой способ ингибирования взлома скважины.The method of treating a subterranean formation may be a method of inhibiting well break-in.
Взлом скважины происходит, если скважины были пробурены слишком близко друг к другу, и трещины, образовавшиеся в недавно пробуренной скважине, достигают продуктивной зоны более старой скважины и проникают через эту зону, в некоторых случаях вызывая повреждения более старой скважины. Трещины главным образом распространяются через слабые места в пласте, и, таким образом, повышение давления в и вокруг более старой скважины может перенаправить и/или отклонить новые трещины от более старых скважин. Нагнетание давления в более старой скважине может быть произведено за счет контакта бикарбоната аммония, окислителя, в частности нитрита, и кислоты (АА) в стволе более старой скважины. Обработка может быть произведена в виде однократной обработки, или, для поддержания требуемого давления, закачка бикарбоната аммония, окислителя, в частности нитрита, и кислоты (АА), может быть непрерывной.Well cracking occurs when wells have been drilled too close together and fractures formed in a newly drilled well reach the pay zone of an older well and penetrate through that zone, in some cases causing damage to the older well. Fractures primarily propagate through weak spots in the formation, and thus increased pressure in and around an older well can redirect and/or divert new fractures away from older wells. Pressurization of an older well can be accomplished by contacting ammonium bicarbonate, an oxidizing agent, particularly nitrite, and an acid (AA) in the older wellbore. The treatment can be done as a single treatment, or, to maintain the required pressure, injection of ammonium bicarbonate, oxidizing agent, particularly nitrite, and acid (AA) can be continuous.
Способ может включать обработку подземного пласта, например, для разрыва пласта или повышеThe method may involve treating a subterranean formation, for example to fracturing a formation or higher
- 4 047093 ния сложности сети трещин и/или стимуляции притока углеводородов, например, нефти и/или газа. Под стимуляцией притока углеводородов подразумевают способ, улучшающий течение углеводородов из пласта в продуктивную скважину. Более предпочтительно способ включает обработку подземного пласта для разрыва пласта или повышения сложности сети трещин с целью улучшения притока углеводорода, например, нефти и/или газа. Например, способ может быть применен для расширения существующих трещин, создания новых трещин или создания микротрещин, распространяющихся за пределы гидравлического разрыва.- 4 047093 solving the complexity of the fracture network and/or stimulating the influx of hydrocarbons, for example, oil and/or gas. By stimulating the influx of hydrocarbons we mean a method that improves the flow of hydrocarbons from the formation to the productive well. More preferably, the method includes treating a subterranean formation to fracture the formation or increase the complexity of the fracture network to improve the flow of a hydrocarbon, such as oil and/or gas. For example, the method can be used to widen existing fractures, create new fractures, or create microfractures that extend beyond the hydraulic fracture.
Предпочтительно способ применяют для интенсификации притока, гидравлической интенсификации притока, пароциклической обработки скважины, в способе ингибирования взлома скважины, для устранения повреждения ствола скважины, прочистки перфорации, снижения гидростатического давления в скважине, для высвобождения прихваченных гибких НКТ и/или трубопроводов, для повторного нагнетания давления, для ограничения добычи минерального сырья, для отведения потоков флюида в дальней зоне, для уменьшения осаждения пропанта, для снижения количества осыпающегося в скважину песка, для повышения сложности системы трещин или для осуществления гидроразрыва.Preferably, the method is used for inflow stimulation, hydraulic inflow stimulation, steam cyclic treatment of the well, in the method of inhibiting well cracking, to eliminate damage to the wellbore, clearing perforations, reducing hydrostatic pressure in the well, to release stuck flexible tubing and/or pipelines, to re-inject pressure , to limit the production of mineral raw materials, to divert fluid flows in the far zone, to reduce proppant deposition, to reduce the amount of sand falling into the well, to increase the complexity of the fracture system, or to carry out hydraulic fracturing.
Способ обработки пласта может включать устранение повреждения ствола скважины.The formation treatment method may include repairing damage to the wellbore.
Способ обработки пласта может представлять собой высвобождение прихваченных гибких НКТ и/или трубопроводов.The formation treatment method may involve releasing stuck coiled tubing and/or pipelines.
Способ обработки пласта может включать очистку оборудования, например, бурового оборудования, такого как гибкие НКТ, находящиеся под землей. Образующийся газ может быть направлен на очистку оборудования под давлением газа, с помощью которого из оборудования выдувают масляные (нефтесодержащие) и/или другие твердые/жидкие загрязняющие вещества.The formation treatment method may include cleaning equipment, such as drilling equipment such as coiled tubing, located underground. The resulting gas can be used to clean equipment under gas pressure, which blows oily (petroleum-containing) and/or other solid/liquid contaminants out of the equipment.
Способ обработки пласта может включать операцию повторного нагнетания давления в резервуаре.The formation treatment method may include the operation of re-pressurizing the reservoir.
Способ обработки пласта может включать отведение потоков флюида в дальней зоне.The formation treatment method may include diverting fluid flows in the far zone.
Способ обработки пласта может включать уменьшение осаждения пропанта. Способ обработки пласта может включать операцию стимуляции притока.The formation treatment method may include reducing proppant deposition. The formation treatment method may include an inflow stimulation operation.
В одном из примеров осуществления (а) бикарбонат аммония, описанный в подпункте (а), и окислитель, выбранный из перхлората или нитрита, как описано в подпункте (b), могут быть введены в различные стволы скважин, после чего реагенты диффундируют через пласт до тех пор, пока они не начинают контактировать друг с другом и реагировать друг с другом в пласте. В этом случае стволы скважин предпочтительно находятся рядом друг с другом. Давление и концентрации реагентов могут быть подходящим образом выбраны, чтобы обеспечить протекание реакции по существу в определенном участке внутри пласта. Такой способ размещения реагентов внутри скважины может быть применен для проведения повторного нагнетания давления в резервуаре, ограничения добычи минерального сырья, для устранения повреждений или для отклонения получаемых в результате гидравлического разрыва трещин в дальней зоне.In one embodiment (a), ammonium bicarbonate, as described in (a), and an oxidizing agent selected from perchlorate or nitrite, as described in (b), may be introduced into various wellbores, after which the reactants diffuse through the formation until until they begin to contact each other and react with each other in the formation. In this case, the wellbores are preferably located next to each other. The pressure and concentrations of the reactants can be suitably selected to cause the reaction to occur substantially at a specific location within the formation. This method of placing reagents inside a well can be used to repressurize a reservoir, limit mineral production, repair damage, or deflect fractures resulting from hydraulic fracturing in the far field.
Подземный пласт может включать нефтегазоматеринскую породу, содержащую углеводороды (например, нефть или природный газ), и может включать сланец, песчаник, известняк или смеси перечисленных пород. Подземный пласт может находиться под толщей морской воды.The subterranean formation may include source rock containing hydrocarbons (eg, oil or natural gas) and may include shale, sandstone, limestone, or mixtures thereof. The underground layer may be located under a layer of sea water.
Способ согласно первому аспекту предпочтительно представляет собой способ обработки пласта с целью стимуляции пласта, например, для усиления притока углеводородов, например, нефти или газа из пласта. Способ может включать обработку пласта для образования или усиления распространения разрыва в пласте. Способ предпочтительно включает обработку уже разорванного пласта, причем способ выполняют с целью усиления существующей сети трещин и/или дополнительной стимуляции притока углеводородов из существующего пласта.The method according to the first aspect is preferably a method of treating a formation to stimulate the formation, for example, to enhance the flow of hydrocarbons, such as oil or gas, from the formation. The method may include treating the formation to create or enhance propagation of a fracture in the formation. The method preferably involves treating an already fractured formation, the method being performed to enhance an existing fracture network and/or further stimulate the flow of hydrocarbons from the existing formation.
Способ может включать введение пропанта и/или микропропанта в пласт так, что он проникает в трещины, образованные при выполнении способа. Пропант и/или микропропант может быть включен в композицию, вводимую в пласт после обработки пласта бикарбонатом аммония, окислителем и необязательно другими реагентами, как было описано.The method may include introducing proppant and/or microproppant into the formation so that it penetrates into cracks formed during the method. The proppant and/or microproppant may be included in the composition introduced into the formation after treating the formation with ammonium bicarbonate, an oxidizing agent, and optionally other reagents, as described.
Способ также может включать введение пропанта и/или микропропанта в составе одной или более применяемых в способе композиций для расклинивания трещин или микротрещин, образующихся в результате обработки.The method may also include the introduction of proppant and/or microproppant as part of one or more compositions used in the method for propping cracks or microcracks formed as a result of the treatment.
Способ может включать введение бикарбоната аммония, например, в водном растворе, в пласт. Бикарбонат аммония может быть направлен в тот участок пласта, который нуждается в обработке, например, в проведении разрыва и/или стимуляции. Способ может включать введение бикарбоната аммония через нагнетательную скважину. Для подачи бикарбоната аммония к требуемому участку могут быть применены гибкие НКТ (или подобное оборудование).The method may include introducing ammonium bicarbonate, for example in an aqueous solution, into the formation. Ammonium bicarbonate can be directed to the area of the formation that needs treatment, such as fracturing and/or stimulation. The method may include introducing ammonium bicarbonate through an injection well. Coiled tubing (or similar equipment) can be used to deliver ammonium bicarbonate to the required area.
Способ может включать введение в пласт нитрита, например, в водном растворе. Окислитель, предпочтительно нитрит, может быть направлен в тот участок пласта, который нуждается в обработке, например, в проведении разрыва и/или стимуляции. Способ может включать введение окислителя, предпочтительно нитрита, в подземный пласт, например, через подходящую скважину, такую как нагнетательная скважина. Способ может включать введение окислителя, предпочтительно нитрита, в продуктивную скважину. Для подачи окислителя, предпочтительно нитрита, в требуемый участок могут бытьThe method may include introducing nitrite into the formation, for example, in an aqueous solution. The oxidizing agent, preferably nitrite, can be directed to the area of the formation that needs treatment, such as fracturing and/or stimulation. The method may include introducing an oxidizing agent, preferably nitrite, into a subterranean formation, for example, through a suitable well, such as an injection well. The method may include introducing an oxidizing agent, preferably nitrite, into a production well. To supply the oxidizing agent, preferably nitrite, to the desired area, there may be
- 5 047093 применены гибкие НКТ (или подобное оборудование).- 5 047093 flexible tubing (or similar equipment) is used.
Способ может включать введение в пласт кислоты (АА), например, в водном растворе. Кислота (АА) может быть направлена в тот участок пласта, который нуждается в обработке, например, в проведении разрыва и/или стимуляции. Способ может включать введение кислоты (АА) через нагнетательную скважину. Для подачи кислоты (АА) в требуемый участок могут быть применены гибкие НКТ (или подобное оборудование).The method may include introducing acid (AA) into the formation, for example, in an aqueous solution. Acid (AA) can be directed to the area of the formation that needs treatment, such as fracturing and/or stimulation. The method may include introducing acid (AA) through an injection well. Coiled tubing (or similar equipment) can be used to deliver acid (AA) to the required area.
В некоторых примерах осуществления способа бикарбонат аммония и окислитель, предпочтительно нитрит, предпочтительно не приводят в контакт друг с другом в надземном участке. Их предпочтительно приводят в контакт под землей в процессе транспортировки или предпочтительно вблизи или внутри участка пласта, который необходимо обработать.In some embodiments of the method, the ammonium bicarbonate and the oxidizing agent, preferably nitrite, are preferably not brought into contact with each other in the above-ground portion. They are preferably brought into contact underground during transport or preferably near or within the portion of the formation to be treated.
В других примерах осуществления может быть желательным осуществление контакта бикарбоната аммония и окислителя, предпочтительно нитрита, в надземном участке и, предпочтительно, принятие мер для устранения или минимизации протекания реакции между этими реагентами. Принятие мер может включать регулирование рН композиции бикарбоната аммония и окислителя, предпочтительно нитрита. Регулирование может включать добавление в композицию бикарбоната аммония и окислителя, предпочтительно нитрита, щелочи для повышения и поддержания рН в диапазоне, препятствующем протеканию реакции бикарбоната аммония и окислителя, предпочтительно нитрита. Например, рН может превышать 7, например, составлять по меньшей мере 8.In other embodiments, it may be desirable to contact the ammonium bicarbonate and the oxidizing agent, preferably nitrite, in an above-ground portion and preferably take steps to eliminate or minimize the reaction between these reactants. Measures may include adjusting the pH of the ammonium bicarbonate and oxidizing agent composition, preferably nitrite. Control may include adding an alkali to the composition of ammonium bicarbonate and an oxidizing agent, preferably nitrite, to raise and maintain the pH in a range that prevents the reaction of ammonium bicarbonate and the oxidizing agent, preferably nitrite. For example, the pH may be greater than 7, such as at least 8.
При осуществлении способа кислоту (АА) предпочтительно не приводят в контакт с бикарбонатом аммония и окислителем, предпочтительно нитритом, в надземном участке. Ее предпочтительно приводят в контакт с бикарбонатом аммония и/или нитритом под землей, предпочтительно внутри и/или вблизи того участка пласта, который необходимо обработать.When carrying out the method, the acid (AA) is preferably not brought into contact with ammonium bicarbonate and an oxidizing agent, preferably nitrite, in the above-ground portion. It is preferably brought into contact with ammonium bicarbonate and/or nitrite underground, preferably within and/or near the portion of the formation to be treated.
При осуществлении способа, например, при гидроразрыве пласта посредством образования в пласте газа, суммарное массовое процентное содержание композиции (F1) (например, водной композиции), включающей бикарбонат аммония, композиции (F2) (например, водной композиции), включающей окислитель, предпочтительно нитрит, композиции (F3) (например, водной композиции), включающей кислоту (АА), вводимых в пласт, составляет по меньшей мере 80 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 90 мас.%, более предпочтительно по меньшей мере 98 мас.% от общей массы материалов, вводимых в пласт при проведении операций гидроразрыва пласта посредством образования в пласте газа, как было указано выше. Во избежание неясностей следует отметить, что вышеуказанное суммарное массовое процентное содержание не включает массу композиции (например, инертной буферной жидкости), которая может быть введена в пласт (и может контактировать с композициями (F1), (F2) и/или (F3)), но которая не включает активного ингредиента, участвующего, как описано в настоящей работе, в генерации в пласте газа.When carrying out the method, for example, during hydraulic fracturing by generating gas in the formation, the total weight percentage of the composition (F1) (for example, an aqueous composition) comprising ammonium bicarbonate, the composition (F2) (for example, an aqueous composition) comprising an oxidizing agent, preferably nitrite , the composition (F3) (for example, an aqueous composition) comprising an acid (AA) introduced into the formation is at least 80 wt.%, preferably at least 90 wt.%, more preferably at least 98 wt.% of the total mass of materials introduced into the formation during hydraulic fracturing operations through the formation of gas in the formation, as indicated above. For the avoidance of doubt, it should be noted that the above total weight percentage does not include the weight of the composition (e.g., inert buffer fluid) that may be introduced into the formation (and may contact compositions (F1), (F2) and/or (F3)) , but which does not include an active ingredient involved, as described in this work, in the generation of gas in the reservoir.
В другом примере осуществления способа, например, при гидроразрыве пласта посредством образования в пласте газа, суммарное массовое процентное содержание композиции (F3) (например, водной композиции), включающей кислоту (АА), и композиции (F4) (например, водной композиции), включающей бикарбонат аммония, окислитель, предпочтительно нитрит, и щелочь, которые вводят в пласт, составляет по меньшей мере 80 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 90 мас.%, более предпочтительно по меньшей мере 98 мас.% от общей массы материалов, вводимых в пласт в операциях способа обработки пласта посредством образования газа и/или подачи тепла в пласт, как рассмотрено в первом аспекте. Во избежание неясностей следует отметить, что вышеуказанное суммарное массовое процентное содержание не включает массу композиции (например, инертной буферной жидкости), которая может быть введена в пласт (и может контактировать с композицией (F3) и/или (F4)), но которая не включает активного ингредиента, участвующего, как описано в настоящей работе, в генерации в пласте газа.In another embodiment of the method, for example, in hydraulic fracturing through the formation of gas in the formation, the total weight percentage of the composition (F3) (for example, an aqueous composition) including an acid (AA), and the composition (F4) (for example, an aqueous composition), comprising ammonium bicarbonate, oxidizing agent, preferably nitrite, and alkali, which are introduced into the formation, constitutes at least 80 wt.%, preferably at least 90 wt.%, more preferably at least 98 wt.% of the total mass of materials introduced into the formation in the operations of a method of treating the formation by generating gas and/or introducing heat into the formation, as discussed in the first aspect. For the avoidance of doubt, it should be noted that the above total weight percentage does not include the weight of the composition (e.g., inert buffer fluid) that may be introduced into the formation (and may contact composition (F3) and/or (F4)) but which is not includes an active ingredient involved, as described in this work, in the generation of gas in the reservoir.
Суммарное массовое процентное содержание бикарбоната аммония и воды в композиции (F1), вводимой в пласт, предпочтительно составляет по меньшей мере 80 мас.%, предпочтительнее по меньшей мере 90 мас.% более предпочтительно по меньшей мере 95 мас.%.The total weight percentage of ammonium bicarbonate and water in the composition (F1) introduced into the formation is preferably at least 80% by weight, more preferably at least 90% by weight, more preferably at least 95% by weight.
Суммарное массовое процентное содержание окислителя, предпочтительно нитрита, и воды в композиции (F2), вводимой в пласт, предпочтительно составляет по меньшей мере 80 мас.%, предпочтительнее по меньшей мере 90 мас.% более предпочтительно по меньшей мере 95 мас.%.The total weight percentage of oxidant, preferably nitrite, and water in the composition (F2) introduced into the formation is preferably at least 80 wt%, more preferably at least 90 wt%, more preferably at least 95 wt%.
Суммарное массовое процентное содержание кислоты (АА) и воды в композиции (F3), вводимой в пласт, предпочтительно составляет по меньшей мере 80 мас.%, предпочтительнее по меньшей мере 90 мас.% более предпочтительно по меньшей мере 95 мас.%.The total weight percentage of acid (AA) and water in the composition (F3) introduced into the formation is preferably at least 80% by weight, more preferably at least 90% by weight, more preferably at least 95% by weight.
Суммарное массовое процентное содержание бикарбоната аммония, окислителя, предпочтительно нитрита, щелочи и воды в композиции (F4), вводимой в пласт, предпочтительно составляет по меньшей мере 80 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 90 мас.% более предпочтительно по меньшей мере 95 мас.%.The total weight percentage of ammonium bicarbonate, oxidant, preferably nitrite, alkali and water in the composition (F4) introduced into the formation is preferably at least 80% by weight, preferably at least 90% by weight, more preferably at least 95% by weight .%.
Любая из композиций (F1), (F2), (F3) и (F4) может включать дополнительные компоненты, обычно применяемые при обработке подземных пластов, например: биоциды, разжижители, ингибиторы коррозии, сорастворители, сшивающие агенты, понизители водоотдачи, понизители трения, добавки для контроля содержания ионов железа, поглотители кислорода, регуляторы рН, пропанты, микропропанты, соли, ингибиторы образования отложений, поверхностно-активные вещества, поглотители сульфидов, увеAny of compositions (F1), (F2), (F3) and (F4) may include additional components commonly used in the treatment of underground formations, for example: biocides, diluents, corrosion inhibitors, co-solvents, cross-linking agents, fluid loss reducers, friction reducers, iron ion control additives, oxygen scavengers, pH regulators, proppants, microproppants, salts, scale inhibitors, surfactants, sulfide scavengers,
- 6 047093 личители вязкости, стабилизаторы глин и подобные компоненты.- 6 047093 viscosity improvers, clay stabilizers and similar components.
В любую из композиций (F1), (F2), (F3) и (F4) для повышения растворимости реагентов в воде и/или для повышения термодинамической стабильности раствора могут быть добавлены сорастворители. Сорастворителями предпочтительно являются полярные растворители, например: спирты, гликоли, амиды, сложные эфиры, кетоны, сульфоксиды и т.д. Предпочтительно сорастворителями являются метанол или формамид или их смеси. Конкретные примеры сорастворителей могут быть выбраны из метанола и/или формамида.Co-solvents can be added to any of compositions (F1), (F2), (F3) and (F4) to increase the solubility of the reagents in water and/or to increase the thermodynamic stability of the solution. Co-solvents are preferably polar solvents, for example: alcohols, glycols, amides, esters, ketones, sulfoxides, etc. Preferably, the co-solvents are methanol or formamide or mixtures thereof. Specific examples of co-solvents may be selected from methanol and/or formamide.
Для размещения реагентов в скважине и/или подачи в требуемый участок пласта может быть применен любой подходящий способ. Скважина может быть горизонтальной или вертикальной. Однако в предпочтительных способах выбранные реагенты находятся в изолированном друг от друга состоянии до тех пор, пока они не достигнут требуемого участка пласта.Any suitable method can be used to place the reagents in the well and/or deliver them to the desired area of the formation. The well can be horizontal or vertical. However, in preferred methods, the selected reagents are kept isolated from each other until they reach the desired area of the formation.
Для размещения реагентов внутри скважины могут быть применены гибкие насоснокомпрессорные трубы (НКТ). В этом случае конец трубы размещают в том месте, в котором требуется генерация газа. Один раствор прокачивают через трубу, а другой раствор - вдоль защитного кожуха. Например, композиция (F3) может быть закачана через гибкую трубу, и композиция (F4) мог быть закачана вдоль защитного кожуха.Flexible tubing can be used to place reagents inside the well. In this case, the end of the pipe is placed in the place where gas generation is required. One solution is pumped through the pipe, and the other solution along the protective casing. For example, composition (F3) could be pumped through the coiled tubing, and composition (F4) could be pumped along the containment.
Гибкие НКТ могут быть особенно подходящими для размещения реагентов внутри скважины при проведении следующих операций: гидроразрыва, прочистки перфорации, устранения повреждения ствола скважины, снижения гидростатического давления в скважине или для высвобождения прихваченных гибких НКТ и/или трубопроводов.Coiled tubing may be particularly suitable for placing reagents downhole during the following operations: hydraulic fracturing, clearing perforations, repairing wellbore damage, reducing hydrostatic pressure in a well, or to release stuck coiled tubing and/or pipelines.
Для поддержания реагентов и/или композиций отдельно друг от друга до тех пор, пока они не достигнут целевого участка в пласте, могут быть применены буферные жидкости. Согласно этой методике, для разделения двух композиций, содержащих реакционноспособные компоненты, применяют текучую среду, предпочтительно инертную текучую среду. Обычно для осуществления этой методики может быть использовано от 5 до 10 баррелей (что приблизительно составляет от 0,8 до 1,6 м3) инертной текучей среды. Примеры инертных текучих сред, подходящих для осуществления этой методики, включают, без ограничений, воду и нефть.Buffer fluids can be used to keep the reagents and/or compositions separate from each other until they reach the target location in the formation. According to this technique, a fluid, preferably an inert fluid, is used to separate two compositions containing reactive components. Typically, 5 to 10 barrels (approximately 0.8 to 1.6 m 3 ) of inert fluid may be used to carry out this technique. Examples of inert fluids suitable for carrying out this technique include, but are not limited to, water and oil.
В одном из примеров осуществления композиции (F1), (F2) и (F3) вводят в любом порядке, и при этом все композиции разделяют инертной буферной жидкостью. В качестве буферной жидкости для разделения композиций (F1) и (F2) может быть применена композиция (F3).In one embodiment, compositions (F1), (F2) and (F3) are administered in any order, and all compositions are separated by an inert buffer liquid. Composition (F3) can be used as a buffer liquid for separating compositions (F1) and (F2).
В другом примере осуществления композиции (F3) и (F4) могут быть введены в композиции таким образом, чтобы эти две композиции были разделены инертной буферной жидкостью.In another embodiment, compositions (F3) and (F4) may be incorporated into the compositions such that the two compositions are separated by an inert buffer liquid.
Буферные жидкости могут быть применены для размещения композиций внутри скважины при проведении следующих операций: повторная разработка резервуара, ограничение добычи минерального сырья, устранение повреждений, отведение потоков флюида в дальней зоне, проведение гидроразрыва, уменьшение осаждения песка или пропанта.Buffer fluids can be used to place compositions inside a well during the following operations: reservoir redevelopment, limiting mineral production, repairing damage, diverting fluid flows in the far zone, hydraulic fracturing, reducing sand or proppant sedimentation.
Композиции могут быть предоставлены в виде части эмульсии, например, эмульсии вода в масле или двойной эмульсии, например, вода в масле в воде. В двойной эмульсии внутренняя водная фаза может быть композицией, например, (F3), и внешняя водная фаза может быть другой композицией, например, (F4).The compositions may be provided as part of an emulsion, such as a water-in-oil emulsion, or a double emulsion, such as water-in-oil-in-water. In a double emulsion, the inner aqueous phase may be a composition, eg (F3), and the outer aqueous phase may be another composition, eg (F4).
В предпочтительных примерах осуществления, рассмотренных в настоящей работе, количество моль газа, образующегося на один моль реагентов, может быть увеличено по сравнению с предшествующим уровнем техники.In the preferred embodiments discussed herein, the number of moles of gas produced per mole of reactants can be increased compared to the prior art.
Выраженная в граммах (г) суммарная масса бикарбоната аммония, окислителя, предпочтительно нитрита, и кислоты (кислот) (включающей или состоящей из кислоты (АА)), вводимых в пласт, в настоящей работе обозначена SUM-W. Выраженный в см3 суммарный объем газа (например, СО2 и/или N2), образующегося в реакции бикарбоната аммония, окислителя, предпочтительно нитрита, и кислоты (кислот), в настоящей работе обозначен SUM-V. Предпочтительно, при осуществлении способа Эффективность Реакции определяют как отношение объема образующихся газов к массе реагентов (т.е. отношение величины SUM-V к величине SUM-W). Эффективность Реакции предпочтительно составляет по меньшей мере 100 см3/г, например, 150 см3/г, 200 см3/г, предпочтительнее по меньшей мере 240 см3/г, более предпочтительно по меньшей мере 260 см3/г и, в частности, по меньшей мере 270 см3/г. Она может составлять менее 300 см3/г.Expressed in grams (g), the total mass of ammonium bicarbonate, oxidizing agent, preferably nitrite, and acid(s) (including or consisting of acid (AA)) introduced into the formation is herein designated SUM-W. Expressed in cm 3 , the total volume of gas (eg CO 2 and/or N 2 ) produced in the reaction of ammonium bicarbonate, an oxidizing agent, preferably nitrite, and an acid(s), is herein designated SUM-V. Preferably, when carrying out the method, the Efficiency of the Reaction is determined as the ratio of the volume of gases formed to the mass of the reactants (ie, the ratio of the SUM-V value to the SUM-W value). The Reaction Efficiency is preferably at least 100 cm 3 /g, for example 150 cm 3 /g, 200 cm 3 /g, more preferably at least 240 cm 3 /g, more preferably at least 260 cm 3 /g and, in in particular, at least 270 cm 3 /g. It may be less than 300 cm 3 /g.
Эффективность Реакции, как было описано, может быть подходящим образом вычислена, исходя из масс конкретных выбранных реагентов и объема газа, образующегося в реакции этих реагентов, проводимой в контролируемых условиях на поверхности, с пересчетом на количества реагентов, которые необходимо ввести в пласт, поскольку проведение измерений в пласте не представляется практически реализуемым. Если не указано иное, указываемые величины подходящим образом определяют при стандартной температуре и стандартном давлении (СТД).The efficiency of the Reaction, as described, can be suitably calculated based on the masses of the particular reactants selected and the volume of gas produced in the reaction of these reactants, carried out under controlled conditions at the surface, in terms of the quantities of reactants that need to be introduced into the formation, since measurements in the reservoir do not seem to be practically feasible. Unless otherwise stated, the values reported are suitably determined at standard temperature and standard pressure (STP).
Для уменьшения количеств одной или более композиций, которые могут просачиваться в пласт, и для усиления эффекта гидроразрыва желательно, чтобы газ образовывался вскоре после приведения компонентов в контакт друг с другом. Образование газа может по существу завершаться в течение 10To reduce the amounts of one or more compositions that may leak into the formation and to enhance the fracturing effect, it is desirable for gas to be generated soon after the components are brought into contact with each other. Gas formation can be substantially completed within 10
- 7 047093 минут после приведения всех компонентов в контакт друг с другом. Предпочтительно образование газа по существу завершается в течение 5 минут после приведения компонентов в контакт друг с другом.- 7 047093 minutes after bringing all components into contact with each other. Preferably, gas formation is substantially complete within 5 minutes of bringing the components into contact with each other.
Количества композиций, которые вводят в пласт при выполнении части способа, могут быть подходящим образом выбраны в зависимости от характеристик пласта, например, ограничивающего горного давления и давления, необходимого для достижения требуемого эффекта от способа обработки пласта. Таким образом, согласно изобретению, может быть использовано любое количество композиций. Однако предпочтительно по меньшей мере может быть использован 1 баррель (0,16 м3), например, от 10 до 500 баррелей (от 1,6 до 79,5 м3) или от 100 до 350 баррелей (от 15,9 до 55,6 м3), предпочтительно от 150 до 250 баррелей (от 23,8 до 39,7 м3).The amounts of compositions that are introduced into the formation during a portion of the process may be suitably selected depending on the characteristics of the formation, for example, the confining rock pressure and the pressure required to achieve the desired effect of the formation treatment method. Thus, according to the invention, any number of compositions can be used. However, preferably at least 1 barrel (0.16 m 3 ) may be used, for example 10 to 500 barrels (1.6 to 79.5 m 3 ) or 100 to 350 barrels (15.9 to 55 .6 m 3 ), preferably 150 to 250 barrels (23.8 to 39.7 m 3 ).
Скорость, с которой вводят одну или более текучих сред, может быть подходящим образом отрегулирована в соответствии со способом обработки пласта и способом подачи компонентов. Например, компоненты могут быть введены со скоростью, достаточной для создания давления, подходящего для разрыва пласта.The rate at which one or more fluids are introduced can be suitably adjusted in accordance with the method of treating the formation and the method of supplying the components. For example, the components may be introduced at a rate sufficient to create pressure suitable for fracturing the formation.
В некоторых способах обработки подземного пласта может быть предпочтительной генерация в пласте импульсов более высокого и более низкого давления. Такой эффект может быть достигнут за счет многократного проведения в пласте реакции газообразующей композиции. Для регулирования режима приведения композиций в контакт с пластом с целью создания серии импульсов давления могут быть применены как механические, так и химические способы или комбинации механических и химических способов. Импульсы давления могут генерироваться при обработке подземного пласта способом, включающим:In some methods of treating a subterranean formation, it may be advantageous to generate higher and lower pressure pulses in the formation. This effect can be achieved by repeatedly carrying out the reaction of the gas-forming composition in the formation. To regulate the mode of bringing the compositions into contact with the formation in order to create a series of pressure pulses, both mechanical and chemical methods or combinations of mechanical and chemical methods can be used. Pressure pulses may be generated by treating a subterranean formation in a manner including:
(i) введение в пласт первой газообразующей композиции, которая генерирует в пласте газ;(i) introducing into the formation a first gas-forming composition that generates gas in the formation;
(ii) снижение скорости генерации газа в пласте таким образом, что достигаемое на этом этапе давление оказывается ниже, чем на этапе (i) и может быть равно 0;(ii) reducing the rate of gas generation in the formation in such a way that the pressure achieved at this stage is lower than at stage (i) and may be equal to 0;
(iii) введение в пласт второй газообразующей композиции, причем композиция может быть идентична первой газообразующей композиции или отличаться от первой газообразующей композиции, что приводит к нагнетанию давления, превышающего давление на этапе (ii); и необязательно (iv) снижение скорости введения второй газообразующей композиции в пласт.(iii) introducing a second gas-forming composition into the formation, which composition may be identical to the first gas-forming composition or different from the first gas-forming composition, resulting in the injection of a pressure greater than the pressure in step (ii); and optionally (iv) reducing the rate of introduction of the second gas-forming composition into the formation.
При необходимости этапы (ii) и (iii) могут быть подходящим образом повторены для создания дополнительных импульсов давления.If necessary, steps (ii) and (iii) can be suitably repeated to create additional pressure pulses.
Этапы (i)-(iv) могут быть проведены непрерывно, дискретно или в виде комбинации непрерывных и дискретных операций.Steps (i)-(iv) can be carried out continuously, discretely or as a combination of continuous and discrete operations.
На этапе (ii) снижение скорости генерации газа в пласте может быть произведено механическим образом, например, за счет уменьшения или прекращения подачи одного или более газообразующих реагентов, вводимых в пласт.In step (ii), the reduction in the rate of gas generation in the formation can be done mechanically, for example, by reducing or stopping the supply of one or more gas-forming reagents introduced into the formation.
Этап (ii) может быть проведен с применением химических средств. Например, в одном из примеров осуществления этап (ii) может быть проведен закачиванием инертной текучей среды, например, буферной жидкости между операциями закачивания газообразующих композиций. В другом примере осуществления этап (ii) может быть проведен закачиванием инертной текучей среды одновременно с первой газообразующей композицией для снижения концентрации газообразующей композиции и скорости образования газа. Затем этап (iii) может включать прекращение закачивания инертной текучей среды.Step (ii) can be carried out using chemicals. For example, in one embodiment, step (ii) may be carried out by injecting an inert fluid, such as a buffer fluid, between injections of gas-forming compositions. In another embodiment, step (ii) may be carried out by injecting an inert fluid simultaneously with the first gas-forming composition to reduce the concentration of the gas-forming composition and the rate of gas formation. Step (iii) may then include stopping the injection of the inert fluid.
В некоторых примерах осуществления газообразующие реагенты, включаемые в состав газообразующей композиции, применяемой на этапе (i), могут находиться не в стехиометрическом соотношении. В этом случае при проведении этапа (ii) один из реагентов (в рассматриваемом случае реагент (Р)) может закончиться, в результате чего генерация газа прекращается, и остается избыток остальных реагентов (в рассматриваемом случае реагентов (Q)). Затем этап (iii) может включать введение композиции, включающей избыток реагента (Р). Этапы (i)-(iii) могут быть проведены многократно с попеременным введением композиций. Например, на этапе (i) способ может включать приведение пласта в контакт с 20 баррелями (3,2 м3) раствора аммониевого соединения и кислоты и 10 баррелями (1,6 м3) раствора нитрита натрия. Этап (ii) проводят, расходуя 10 баррелей нитрита натрия. Этап (iii) может включать введение 10 баррелей или более нитрита натрия для создания второго импульса давления. Если способ выполняют многократно, то на этапе (iii) возможно применение большого избытка нитрита натрия.In some embodiments, the gas-forming reagents included in the gas-forming composition used in step (i) may not be in a stoichiometric ratio. In this case, during step (ii), one of the reagents (in this case, reagent (P)) may run out, as a result of which gas generation stops, and an excess of the remaining reagents (in this case, reagents (Q)) remains. Step (iii) may then include administering a composition comprising an excess of reagent (P). Steps (i)-(iii) can be carried out repeatedly with alternating introduction of the compositions. For example, in step (i), the method may include contacting the formation with 20 barrels (3.2 m 3 ) of an ammonium compound-acid solution and 10 barrels (1.6 m 3 ) of a sodium nitrite solution. Step (ii) is carried out using 10 barrels of sodium nitrite. Step (iii) may involve introducing 10 barrels or more of sodium nitrite to create a second pressure pulse. If the method is performed repeatedly, then in step (iii) it is possible to use a large excess of sodium nitrite.
Второй аспект изобретения относится к смеси для обработки подземного пласта, которая включает:A second aspect of the invention relates to a subterranean formation treatment mixture which includes:
(а) бикарбонат аммония;(a) ammonium bicarbonate;
(b) окислитель, выбранный из перхлората или нитрита или их комбинаций; и (c) кислоту (АА).(b) an oxidizing agent selected from perchlorate or nitrite or combinations thereof; and (c) acid (AA).
Смесь предпочтительно образуется под землей, например, внутри подземного пласта.The mixture is preferably formed underground, for example within a subterranean formation.
Смесь может включать одну или более кислот, например, включать кислоту (АА).The mixture may include one or more acids, for example, include acid (AA).
Бикарбонат, окислитель, предпочтительно нитрит, кислота, включающая кислоту (АА), могут представлять собой вещества, рассмотренные в первом аспекте.A bicarbonate, an oxidizing agent, preferably a nitrite, an acid including an acid (AA) may be the substances discussed in the first aspect.
Третий аспект изобретения относится к размещению реагентов (средств) вблизи подземного пласта и/или вблизи нагнетательной скважины подземного пласта, включающее размещение (А) или (В), указанных ниже:The third aspect of the invention relates to the placement of reagents (agents) near a subterranean formation and/or near an injection well of a subterranean formation, including placement (A) or (B) as follows:
- 8 047093 (A) композиции, включающей бикарбонат аммония (например, композиции (F1) согласно первому аспекту), где композиция предпочтительно содержится внутри емкости (например, емкости (А));- 8 047093 (A) a composition comprising ammonium bicarbonate (for example, composition (F1) according to the first aspect), where the composition is preferably contained within a container (for example, container (A));
композиции, включающей окислитель, предпочтительно нитрит (например, композиции (F2) согласно первому аспекту), которая предпочтительно содержится внутри емкости (например, емкости (В)); и необязательно (но предпочтительно) композиции, включающей кислоту (АА) (например, композиции (F3) согласно первому аспекту), где композиция предпочтительно содержится внутри емкости (например, емкости (С));a composition comprising an oxidizing agent, preferably nitrite (for example, composition (F2) according to the first aspect), which is preferably contained inside a container (for example, container (B)); and optionally (but preferably) a composition comprising an acid (AA) (eg, composition (F3) according to the first aspect), where the composition is preferably contained within a container (eg, container (C));
(B) композиции, включающей бикарбонат аммония и окислитель, предпочтительно нитрит (например, композиции (F4) согласно первому аспекту), которая предпочтительно содержится внутри емкости (например, емкости (D)); и необязательно, но предпочтительно композиции, включающей кислоту (АА) (например, композиции (F3) согласно первому аспекту), где композиция предпочтительно содержится внутри емкости (например, емкости (С)).(B) a composition comprising ammonium bicarbonate and an oxidizing agent, preferably nitrite (for example, composition (F4) according to the first aspect), which is preferably contained inside a container (for example, container (D)); and optionally, but preferably, a composition comprising an acid (AA) (eg, composition (F3) according to the first aspect), where the composition is preferably contained within a container (eg, container (C)).
Размещение реагентов подходящим образом включает применение сети трубопроводов для доставки композиций в подземный пласт. В одном из примеров осуществления емкость (А) может находиться в соединении с трубопроводом (который может включать гибкие НКТ), установленным с возможностью подачи в пласт композиции (F1). Емкость (В) может находиться в соединении с трубопроводом (который может включать гибкие НКТ), установленным с возможностью подачи в пласт композиции (F2). Емкость (С) может находиться в соединении с трубопроводом (который может включать гибкие НКТ), установленным с возможностью подачи в пласт композиции (F3). В другом примере осуществления емкость (D) может находиться в соединении с трубопроводом (который может включать гибкие НКТ), установленным с возможностью подачи в пласт композиции (F4), и при той же обработке емкость (С) может находиться в соединении с трубопроводом (который может включать гибкие НКТ), установленным с возможностью подачи в пласт композиции (F3).Proper placement of the reagents involves the use of a network of pipelines to deliver the compositions to the subterranean formation. In one embodiment, the container (A) may be in connection with a pipeline (which may include coiled tubing) installed to deliver composition (F1) into the formation. The container (B) may be in connection with a pipeline (which may include coiled tubing) installed to deliver composition (F2) into the formation. The container (C) may be in connection with a pipeline (which may include coiled tubing) installed to deliver the composition (F3) into the formation. In another embodiment, the container (D) may be in connection with a pipeline (which may include coiled tubing) installed to deliver the composition (F4) into the formation, and in the same treatment, the container (C) may be in connection with the pipeline (which may include flexible tubing) installed with the ability to supply composition (F3) into the formation.
Четвертый аспект относится к применению для генерации газа в подземном пласте следующих веществ:The fourth aspect relates to the use of the following substances for gas generation in an underground formation:
(a) бикарбоната аммония;(a) ammonium bicarbonate;
(b) окислителя, предпочтительно нитрита; и (c) кислоты (АА).(b) an oxidizing agent, preferably nitrite; and (c) acids (AA).
Количество моль газа, образующегося на один моль реагентов, может быть увеличено по сравнению с предшествующим уровнем техники.The number of moles of gas produced per mole of reactants can be increased compared to the prior art.
Применение может представлять собой применение, рассмотренное в первом аспекте.The application may be the application discussed in the first aspect.
Любой признак любого аспекта изобретения или любого примера осуществления изобретения, описанного в настоящей работе, может быть скомбинирован, с учетом необходимых поправок, с любым признаком любого аспекта любого другого примера осуществления изобретения, описанного в настоящей работе.Any feature of any aspect of the invention or any embodiment described herein may be combined, mutatis mutandis, with any feature of any aspect of any other embodiment described herein.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
Ниже конкретные неограничивающие примеры осуществления настоящего изобретения описаны со ссылками на сопроводительные графические материалы, в которых на фиг. 1 представлена диаграмма, на которой показан объем газа, образовавшегося в примерах 4-10;Specific non-limiting embodiments of the present invention are described below with reference to the accompanying drawings, in which: FIG. 1 is a diagram showing the volume of gas formed in examples 4-10;
на фиг. 2 представлена диаграмма, на которой показан объем газа, образовавшегося в примерах 11-15; на фиг. 3 представлена диаграмма, на которой показан объем газа, образовавшегося в примерах 16-21; на фиг. 4 представлена диаграмма, на которой показан объем газа, образовавшегося в примерах 22-26; на фиг. 5 представлена диаграмма, на которой показан объем газа, образовавшегося в примерах 27-30; на фиг. 6 представлена диаграмма, на которой показан объем газа, образовавшегося в примере 31; и на фиг. 7 представлена диаграмма, на которой показан объем газа, образовавшегося в примере 32.in fig. 2 is a diagram showing the volume of gas formed in examples 11-15; in fig. 3 is a diagram showing the volume of gas formed in examples 16-21; in fig. 4 is a diagram showing the volume of gas produced in Examples 22-26; in fig. 5 is a diagram showing the volume of gas produced in Examples 27-30; in fig. 6 is a diagram showing the volume of gas produced in Example 31; and in fig. Figure 7 is a diagram showing the volume of gas produced in Example 32.
Описание примеров осуществления изобретенияDescription of embodiments of the invention
Подземный пласт может быть обработан реагентами, которые подходят для проведения реакции образования газа и/или подачи тепла в пласт. Это может стимулировать пласт посредством улучшения сети трещин в пласте, например, за счет образования новых трещин, увеличения существующих трещин, раскрытия природных трещин или образования микротрещин. В нижеследующих примерах описаны реагенты, которые могут быть применены для обработки.The subterranean formation may be treated with reagents that are suitable for causing a reaction to produce gas and/or introduce heat into the formation. This can stimulate the formation by improving the fracture network in the formation, for example by forming new fractures, enlarging existing fractures, opening natural fractures, or creating microfractures. The following examples describe reagents that can be used for the treatment.
Пример 1.Example 1.
Общая процедура проведения реакций.General reaction procedure.
ммоль бикарбоната аммония и соединения, содержащего нитрит или перхлорат, помещали в круглодонную колбу и растворяли в минимальном количестве воды. Устанавливали подходящее устройство для измерения количества высвобождаемого газа, и раствор нагревали при перемешивании до 75°С. После того, как температура раствора достигала 75°С, в реакционный сосуд вводили выбранное количество кислоты, также нагретой до 75°С. Выделившееся количество газа регистрировали.mmol of ammonium bicarbonate and a compound containing nitrite or perchlorate were placed in a round bottom flask and dissolved in a minimum amount of water. A suitable device was installed to measure the amount of gas released, and the solution was heated with stirring to 75°C. After the solution temperature reached 75°C, the selected amount of acid, also heated to 75°C, was introduced into the reaction vessel. The amount of gas released was recorded.
Примеры 2 и 3.Examples 2 and 3.
Сравнение бикарбоната аммония и других аммониевых соединений.Comparison of ammonium bicarbonate and other ammonium compounds.
Для сравнения применения бикарбоната аммония с применением карбоната аммония, в примере 2 бикарбонат аммония вводили в реакцию с нитритом натрия и сульфаминовой кислотой и определялиTo compare the use of ammonium bicarbonate with the use of ammonium carbonate, in Example 2, ammonium bicarbonate was reacted with sodium nitrite and sulfamic acid and determined
- 9 047093 объем газа. Таким образом, для определения Эффективности Реакции вычисляли объем газа (см3) на 1 г реагента. Для сравнения в примерах 3a и 3b проводили такую же реакцию и определение, заменяя бикарбонат аммония карбонатом аммония или хлоридом аммония. Ниже представлены уравнения реакций без коэффициентов:- 9 047093 volume of gas. Thus, to determine the Efficiency of the Reaction, the volume of gas (cm 3 ) per 1 g of reagent was calculated. For comparison, in Examples 3a and 3b, the same reaction and determination was performed, replacing ammonium bicarbonate with ammonium carbonate or ammonium chloride. Below are the reaction equations without coefficients:
NH4HCO3 + NaNO2 + H3NSO3 —> соль металла + N2 + СО2 + Н2О (NH4)2CO3 + NaNO2 + H3NSO3 —> соль металла + N2 + СО2 + Н2ОNH4HCO3 + NaNO 2 + H3NSO3 —> metal salt + N 2 + CO 2 + H 2 O (NH 4 ) 2 CO 3 + NaNO 2 + H3NSO3 —> metal salt + N 2 + CO 2 + H 2 O
NH4CI + NaNO2 + H3NSO3 —> соль металла + N2 + Н2ОNH4CI + NaNO 2 + H3NSO3 -> metal salt + N 2 + H 2 O
Результаты представлены в таблице ниже.The results are presented in the table below.
Представленные в таблице данные показывают, что для повышения описанной Эффективности Реакции предпочтительным является применение бикарбоната аммония (в примере 2) по сравнению с применением карбоната (пример 3 а) и хлорида аммония (пример 3 b) в идентичных условиях.The data presented in the table shows that to increase the described Reaction Efficiency, the use of ammonium bicarbonate (in example 2) is preferable compared to the use of carbonate (example 3 a) and ammonium chloride (example 3 b) under identical conditions.
В примерах 4-10, следуя общей процедуре примера 1, применяли ряд различных кислот.In Examples 4-10, following the general procedure of Example 1, a number of different acids were used.
Пример 4.Example 4.
В круглодонную колбу помещали 12,5 мл водного раствора, содержащего бикарбонат аммония (10 ммоль) и нитрит натрия (25 ммоль). Устанавливали подходящее устройство для измерения количества высвобождаемого газа, и раствор нагревали при перемешивании до 75°С. После того, как температура раствора достигала 75°С, в реакционный сосуд вводили 1,67 мл 12М водного раствора соляной кислоты (20 ммоль), нагретой до 75°С. Выделившееся количество газа регистрировали.12.5 ml of an aqueous solution containing ammonium bicarbonate (10 mmol) and sodium nitrite (25 mmol) was placed in a round-bottom flask. A suitable device was installed to measure the amount of gas released, and the solution was heated with stirring to 75°C. After the solution temperature reached 75°C, 1.67 ml of a 12 M aqueous solution of hydrochloric acid (20 mmol) heated to 75°C was introduced into the reaction vessel. The amount of gas released was recorded.
Пример 5.Example 5.
Пример 4 повторяли, используя в качестве кислоты 2,4 мл 8,33 М водного раствора бисульфата аммония (20 ммоль).Example 4 was repeated using 2.4 ml of 8.33 M aqueous ammonium bisulfate (20 mmol) as acid.
Пример 6.Example 6.
Пример 5 повторяли, используя в качестве кислоты 30 ммоль нитрита натрия и 9,5 мл 2,11 М водного раствора сульфаминовой кислоты (20 ммоль).Example 5 was repeated using 30 mmol sodium nitrite and 9.5 ml of 2.11 M aqueous sulfamic acid (20 mmol) as acid.
Пример 7.Example 7.
Пример 5 повторяли, используя в качестве кислоты 8,0 мл водного раствора, содержащего 1,457 г (15 ммоль) сульфаминовой кислоты и 0,576 г (5 ммоль) бисульфата аммония. Молярное отношение количества сульфаминовой кислоты к количеству бисульфата аммония составляло 75 : 25.Example 5 was repeated using as acid 8.0 ml of an aqueous solution containing 1.457 g (15 mmol) of sulfamic acid and 0.576 g (5 mmol) of ammonium bisulfate. The molar ratio of the amount of sulfamic acid to the amount of ammonium bisulfate was 75: 25.
Пример 8.Example 8.
Пример 5 повторяли, используя 6,0 мл водного раствора, содержащего в качестве кислоты 0,971 г сульфаминовой кислоты (10 ммоль) и 1,511 г бисульфата аммония (10 ммоль). Молярное отношение количества сульфаминовой кислоты к количеству бисульфата аммония составляло 50 : 50.Example 5 was repeated using 6.0 ml of an aqueous solution containing 0.971 g of sulfamic acid (10 mmol) and 1.511 g of ammonium bisulfate (10 mmol) as acid. The molar ratio of the amount of sulfamic acid to the amount of ammonium bisulfate was 50:50.
Пример 9.Example 9.
Пример 5 повторяли, используя 3,9 мл водного раствора, содержащего в качестве кислоты 0,486 г сульфаминовой кислоты (5 ммоль) и 1,723 г бисульфата аммония (15 ммоль). Молярное отношение количества сульфаминовой кислоты к количеству бисульфата аммония составляло 25 : 75.Example 5 was repeated using 3.9 ml of an aqueous solution containing 0.486 g of sulfamic acid (5 mmol) and 1.723 g of ammonium bisulfate (15 mmol) as acid. The molar ratio of sulfamic acid to ammonium bisulfate was 25:75.
Пример 10.Example 10.
Пример 5 повторяли, используя 2,8 мл водного раствора, содержащего в качестве кислоты 0,1942 г сульфаминовой кислоты (2 ммоль) и 2,072 г бисульфата аммония (18 ммоль). Молярное отношение количества сульфаминовой кислоты к количеству бисульфата аммония составляло 10 : 90.Example 5 was repeated using 2.8 ml of an aqueous solution containing 0.1942 g of sulfamic acid (2 mmol) and 2.072 g of ammonium bisulfate (18 mmol) as acid. The molar ratio of sulfamic acid to ammonium bisulfate was 10:90.
Величины выделившихся объемов газа представлены на фиг. 1.The values of the released gas volumes are presented in Fig. 1.
Примеры 11-15.Examples 11-15.
Исследовали реакцию между бикарбонатом аммония, нитритом натрия и HCl. Изучали влияние различных молярных количеств HCl, применяя общую процедуру, описанную в примере 1.The reaction between ammonium bicarbonate, sodium nitrite and HCl was studied. The effect of different molar amounts of HCl was studied using the general procedure described in Example 1.
Данные по применяемым реагентам представлены в таблице ниже.Data on the reagents used are presented in the table below.
- 10 047093- 10 047093
Результаты представлены на фиг. 2, и они показывают, что, если количества HCl превышают 20 ммоль, то значительных различий в выделившихся объемах газа не наблюдается. Предпочтительное количество HCl, подходящее для достижения максимальной Эффективности Реакции, было принято равным 20 ммоль, что соответствует отношению количества бикарбоната аммония к количеству кислоты, составляющему 1:2.The results are presented in Fig. 2, and they show that if the quantities of HCl exceed 20 mmol, then there is no significant difference in the volumes of gas released. The preferred amount of HCl suitable for achieving maximum Reaction Efficiency was taken to be 20 mmol, which corresponds to a 1:2 ratio of ammonium bicarbonate to acid.
В примерах 16-21 исследовали влияние различных молярных количеств нитрита натрия.In examples 16-21, the effect of different molar amounts of sodium nitrite was studied.
Примеры 16-21.Examples 16-21.
Реакцию исследовали, применяя общую процедуру, описанную в примере 1, которую повторяли, как описано в примерах 11-15, за исключением того, что варьировали количество нитрита натрия. Данные по применяемым реагентам представлены в таблице ниже.The reaction was examined using the general procedure described in Example 1, which was repeated as described in Examples 11-15, except that the amount of sodium nitrite was varied. Data on the reagents used are presented in the table below.
Результаты представлены на фиг. 3, и они показывают, что, если количества NaNO2 превышают 25 ммоль, то значительного усиления выделения газа не наблюдается. Таким образом, с точки зрения Эффективности Реакции в качестве предпочтительного количества нитрита было выбрано 25 ммоль. Отношение количества нитрита к количеству аммония составило 2,5:1; и отношение количества нитрита к количеству кислоты составило 1,25:1.The results are presented in Fig. 3, and they show that if the amounts of NaNO2 exceed 25 mmol, then no significant increase in gas evolution is observed. Thus, from the point of view of Reaction Efficiency, 25 mmol was selected as the preferred amount of nitrite. The ratio of the amount of nitrite to the amount of ammonium was 2.5:1; and the ratio of nitrite to acid was 1.25:1.
В примерах 22-26 исследовали влияние варьирования молярного количества сульфаминовой кислоты.In examples 22-26, the effect of varying the molar amount of sulfamic acid was studied.
Примеры 22-26.Examples 22-26.
Исследовали реакцию между бикарбонатом аммония, нитритом натрия и сульфаминовой кислотой. Изучали влияние различных количеств сульфаминовой кислоты, применяя общую процедуру, описанную в примере 1.The reaction between ammonium bicarbonate, sodium nitrite and sulfamic acid was studied. The effect of different amounts of sulfamic acid was studied using the general procedure described in Example 1.
Данные по применяемым реагентам представлены в таблице ниже.Data on the reagents used are presented in the table below.
Результаты представлены на фиг. 4, и они показывают, что, если количества сульфаминовой кислоты превышают 20 ммоль, то значительного усиления выделения газа не наблюдается; таким образом, предпочтительное отношение количества бикарбоната аммония к количеству сульфаминовой кислоты составляет 1:2.The results are presented in Fig. 4, and they show that if the amounts of sulfamic acid exceed 20 mmol, then no significant increase in gas evolution is observed; thus, the preferred ratio of ammonium bicarbonate to sulfamic acid is 1:2.
Примеры 27-30.Examples 27-30.
Влияние варьирования молярного количества нитрита натрия в реакции с бикарбонатом аммония и сульфаминовой кислотой исследовали, применяя общую процедуру, описанную в примере 1, и реагенты, представленные в нижеследующей таблице.The effect of varying the molar amount of sodium nitrite in the reaction with ammonium bicarbonate and sulfamic acid was studied using the general procedure described in Example 1 and the reagents presented in the following table.
- 11 047093- 11 047093
Результаты представлены на фиг. 5, и они показывают, что, если количества NaNO2 превышают 30 ммоль, то наблюдается лишь ограниченное увеличение выделения газа. Таким образом, с точки зрения Эффективности Реакции в качестве предпочтительного количества нитрита было выбрано 30 ммоль, то есть предпочтительное отношение количества нитрита к количеству бикарбоната аммония составило 3:1, и отношение количества нитрита к количеству кислоты составило 1,5:1.The results are presented in Fig. 5 and they show that if amounts of NaNO2 exceed 30 mmol there is only a limited increase in gas evolution. Thus, from the viewpoint of Reaction Efficiency, 30 mmol was selected as the preferred amount of nitrite, that is, the preferred ratio of nitrite to ammonium bicarbonate was 3:1, and the ratio of nitrite to acid was 1.5:1.
В примере 31 определяли минимальное количество соляной кислоты, необходимое для полного протекания реакции с участием бикарбоната аммония.In example 31, the minimum amount of hydrochloric acid required for the complete reaction involving ammonium bicarbonate was determined.
Пример 31.Example 31.
Для исследования нижеследующей реакции применяли общую процедуру примера 1.The general procedure of Example 1 was used to study the following reaction.
NH4HCO3 + NaNO2 + HCI -+ N2 + СО2 + NaCI + ЗН2ОNH4HCO3 + NaNO 2 + HCI -+ N 2 + CO 2 + NaCI + ZN 2 O
Реакцию проводили с 10 ммоль NH4HCO3 и 25 ммоль NaNO2 и различными концентрациями кислоты. Определяли объем газа в зависимости от времени; результаты представлены в таблице ниже.The reaction was carried out with 10 mmol NH4HCO3 and 25 mmol NaNO2 and various acid concentrations. The volume of gas was determined depending on time; The results are presented in the table below.
Результаты также представлены на фиг. 6.The results are also presented in Fig. 6.
Результаты показывают, что в этой реакции наименьшая концентрация кислоты, при которой реакция завершается, составляет приблизительно 16 ммоль, и в этом случае реакция завершается в течение приблизительно 5 мин.The results show that in this reaction the lowest acid concentration at which the reaction is completed is approximately 16 mmol, in which case the reaction is completed within approximately 5 minutes.
В примере 32 определяли минимальное количество сульфаминовой кислоты, необходимое для завершения реакции с участием карбоната аммония.In example 32, the minimum amount of sulfamic acid required to complete the reaction involving ammonium carbonate was determined.
Пример 32.Example 32.
Для исследования нижеследующей реакции применяли общую процедуру примера 1.The general procedure of Example 1 was used to study the following reaction.
NH4HCO3 + H3NSO3 + NaNO2 -+ Na2SO4 + N2 + CO2 + 4H2ONH 4 HCO 3 + H3NSO3 + NaNO 2 -+ Na 2 SO 4 + N 2 + CO 2 + 4H 2 O
Реакцию проводили с 10 ммоль NH4HCO3 и 30 ммоль NaNO2 и различными концентрациями кислоты. Определяли объем газа в зависимости от времени; результаты представлены в таблице ниже.The reaction was carried out with 10 mmol NH4HCO3 and 30 mmol NaNO2 and various acid concentrations. The volume of gas was determined depending on time; the results are presented in the table below.
Результаты представлены на фиг. 7.The results are presented in Fig. 7.
--
Claims (24)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB1901921.5 | 2019-02-12 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA047093B1 true EA047093B1 (en) | 2024-05-30 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10005955B2 (en) | Foamed chelating agent treatment fluids for use in subterranean matrix stimulations and subterranean and surface cleanout operations | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US11753583B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| AU2021201823B2 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| US10718184B1 (en) | Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore | |
| US11739256B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| WO2016209623A1 (en) | Well testing | |
| US11987751B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| WO2016182553A1 (en) | Activator for breaking system in high-temperature fracturing fluids | |
| US20190383121A1 (en) | Treatment of siliceous materials using catechol and amines in subterranean applications | |
| US20220127520A1 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| EA047093B1 (en) | PROCESSING OF UNDERGROUND FORMATIONS | |
| EA047281B1 (en) | PROCESSING OF UNDERGROUND FORMATIONS | |
| US10392911B1 (en) | In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method | |
| US11414592B2 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
| EA047180B1 (en) | PROCESSING OF UNDERGROUND FORMATIONS | |
| Metcalf et al. | Acetic acid demonstrates greater carbonate dissolution than typically expected | |
| US11732566B2 (en) | Slickwater hydraulic fracturing with exothermic reactants | |
| US11773313B2 (en) | Single-fluid mixed scale dissolution | |
| US11597871B1 (en) | Aqueous well treatment composition and method for treating a sandstone formation |