EA047093B1 - Обработка подземных пластов - Google Patents
Обработка подземных пластов 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 техники
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.
Предшествующий уровень техники
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).
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
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.
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.
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.
Задача настоящего изобретения состоит в устранении проблем, связанных с гидроразрывом и/или стимуляцией притока углеводородов в пластах.
Первый аспект изобретения относится к способу обработки подземного пласта, где способ включает приведение пласта в контакт со следующими веществами:
(a) бикарбонатом аммония;
(b) окислителем, выбранным из перхлората или нитрита или их комбинаций; и (c) кислотой (АА).
Предпочтительным перхлоратом является перхлорат щелочного металла, и особенно предпочтительным является перхлорат натрия.
Предпочтительно окислитель выбран из перхлората или нитрита, и более предпочтительно окислитель включает перхлорат или нитрит, но не оба эти реагента.
Предпочтительно, при выборе между перхлоратом и нитритом предпочтительным является нитрит. В водном растворе нитрит предпочтительно способен генерировать нитрит-ионы.
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.
Бикарбонат аммония и окислитель, в частности, нитрит, предпочтительно контактируют таким образом, чтобы между ними протекала реакция, и в пласте образовывались азот и диоксид углерода.
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.
Способ предпочтительно включает приведение пласта в контакт с бикарбонатом аммония, окислителем, в частности нитритом, и кислотой (АА). Кислота (АА) может быть одноосновной кислотой, солью
- 1 047093 одноосновной кислоты, многоосновной кислотой, неполной солью многоосновной кислоты или солью многоосновной кислоты.
Кислота (АА) может подходящим образом представлять собой любую водорастворимую кислоту Брёнстеда.
Кислота (АА) может быть минеральной кислотой, неорганической кислотой или органической кислотой.
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.
В одном из предпочтительных примеров осуществления кислотой (АА) является 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.
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)).
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).
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.
Предпочтительно кислота (АА) включает атом азота. Предпочтительно кислота (АА) включает фрагмент
О II
О О например, фрагмент
О
II О О II, или фрагмент О II ,,S„
О 'ОН 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 +).
Кислота (АА) предпочтительно выбрана из сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония. Может быть выбрана смесь кислот, например, вышеуказанных кислот.
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.
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.
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 или
- 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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
- 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).
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.
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.
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.
Кроме образования газа, как было описано, в способе также может выделяться теплота, облегчающая обработку пласта.
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.
Способ обработки пласта может представлять собой пароциклическую обработку скважины.
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.
Способ обработки подземного пласта может представлять собой способ ингибирования взлома скважины.
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.
Способ может включать обработку подземного пласта, например, для разрыва пласта или повыше
- 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.
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.
Способ обработки пласта может включать устранение повреждения ствола скважины.
Способ обработки пласта может представлять собой высвобождение прихваченных гибких НКТ и/или трубопроводов.
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.
Способ обработки пласта может включать операцию повторного нагнетания давления в резервуаре.
Способ обработки пласта может включать отведение потоков флюида в дальней зоне.
Способ обработки пласта может включать уменьшение осаждения пропанта. Способ обработки пласта может включать операцию стимуляции притока.
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.
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.
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.
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.
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.
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).
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 быть
- 5 047093 применены гибкие НКТ (или подобное оборудование).
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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.%.
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.%.
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.%.
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.%.
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, уве
- 6 047093 личители вязкости, стабилизаторы глин и подобные компоненты.
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.
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.
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.
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.
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.
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).
В другом примере осуществления композиции (F3) и (F4) могут быть введены в композиции таким образом, чтобы эти две композиции были разделены инертной буферной жидкостью.
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.
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).
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.
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.
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).
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 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.
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).
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.
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:
(i) введение в пласт первой газообразующей композиции, которая генерирует в пласте газ;
(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;
(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.
При необходимости этапы (ii) и (iii) могут быть подходящим образом повторены для создания дополнительных импульсов давления.
Этапы (i)-(iv) могут быть проведены непрерывно, дискретно или в виде комбинации непрерывных и дискретных операций.
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.
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.
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.
Второй аспект изобретения относится к смеси для обработки подземного пласта, которая включает:
(а) бикарбонат аммония;
(b) окислитель, выбранный из перхлората или нитрита или их комбинаций; и (c) кислоту (АА).
Смесь предпочтительно образуется под землей, например, внутри подземного пласта.
Смесь может включать одну или более кислот, например, включать кислоту (АА).
Бикарбонат, окислитель, предпочтительно нитрит, кислота, включающая кислоту (АА), могут представлять собой вещества, рассмотренные в первом аспекте.
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:
- 8 047093 (A) композиции, включающей бикарбонат аммония (например, композиции (F1) согласно первому аспекту), где композиция предпочтительно содержится внутри емкости (например, емкости (А));
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));
(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)).
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).
Четвертый аспект относится к применению для генерации газа в подземном пласте следующих веществ:
(a) бикарбоната аммония;
(b) окислителя, предпочтительно нитрита; и (c) кислоты (АА).
Количество моль газа, образующегося на один моль реагентов, может быть увеличено по сравнению с предшествующим уровнем техники.
Применение может представлять собой применение, рассмотренное в первом аспекте.
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.
Краткое описание графических материалов
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;
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.
Описание примеров осуществления изобретения
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.
Пример 1.
Общая процедура проведения реакций.
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.
Примеры 2 и 3.
Сравнение бикарбоната аммония и других аммониевых соединений.
Для сравнения применения бикарбоната аммония с применением карбоната аммония, в примере 2 бикарбонат аммония вводили в реакцию с нитритом натрия и сульфаминовой кислотой и определяли
- 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:
NH4HCO3 + NaNO2 + H3NSO3 —> соль металла + N2 + СО2 + Н2О (NH4)2CO3 + NaNO2 + H3NSO3 —> соль металла + N2 + СО2 + Н2О
NH4CI + NaNO2 + H3NSO3 —> соль металла + N2 + Н2О
Результаты представлены в таблице ниже.
| No. примера | Тип аммониевого соединения | Ммоль аммониевого соединения | Ммоль нитрита натрия | Ммоль кислоты | Объем газа/см3 | Масса реагентов (г) | Эффективность Реакции (см3 газа на 1 г) |
| 2 | Бикарбонат аммония | 10 | 30 | 20 | 1360 | 4,80 | 283 |
| За (сравнительный) | Карбонат аммония | 10 | 30 | 20 | 1230 | 4,97 | 247 |
| ЗЬ (сравнительный) | Хлорид аммония | 10 | 30 | 20 | 900 | 4,55 | 198 |
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.
В примерах 4-10, следуя общей процедуре примера 1, применяли ряд различных кислот.
Пример 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.
Пример 5.
Пример 4 повторяли, используя в качестве кислоты 2,4 мл 8,33 М водного раствора бисульфата аммония (20 ммоль).
Пример 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).
Пример 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.
Пример 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.
Пример 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.
Пример 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.
Величины выделившихся объемов газа представлены на фиг. 1.
Примеры 11-15.
Исследовали реакцию между бикарбонатом аммония, нитритом натрия и HCl. Изучали влияние различных молярных количеств HCl, применяя общую процедуру, описанную в примере 1.
Данные по применяемым реагентам представлены в таблице ниже.
- 10 047093
| No. примера | Бикарбонат аммония, ммоль | Нитрит натрия, ммоль | HCI, ммоль |
| 11 | 10 | 15 | 5 |
| 12 | 10 | 15 | 10 |
| 13 | 10 | 15 | 20 |
| 14 | 10 | 15 | 30 |
| 15 | 10 | 15 | 40 |
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.
В примерах 16-21 исследовали влияние различных молярных количеств нитрита натрия.
Примеры 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.
| No. примера | Бикарбонат аммония, ммоль | Нитрит натрия, ммоль | HCI, ммоль |
| 16 | 10 | 10 | 20 |
| 17 | 10 | 12,5 | 20 |
| 18 | 10 | 15 | 20 |
| 19 | 10 | 20 | 20 |
| 20 | 10 | 25 | 20 |
| 21 | 10 | 30 | 20 |
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.
В примерах 22-26 исследовали влияние варьирования молярного количества сульфаминовой кислоты.
Примеры 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.
Данные по применяемым реагентам представлены в таблице ниже.
| No. примера | Бикарбонат аммония, ммоль | Нитрит натрия, ммоль | Сульфаминовая кислота, ммоль |
| 22 | 10 | 10 | 5 |
| 23 | 10 | 10 | 7,5 |
| 24 | 10 | 10 | 10 |
| 25 | 10 | 10 | 20 |
| 26 | 10 | 10 | 25 |
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.
Примеры 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.
- 11 047093
| No. примера | Бикарбонат аммония, ммоль | Сульфаминовая кислота, ммоль | Нитрит натрия, ммоль |
| 27 | 10 | 20 | 20 |
| 28 | 10 | 20 | 30 |
| 29 | 10 | 20 | 40 |
| 30 | 10 | 20 | 50 |
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.
В примере 31 определяли минимальное количество соляной кислоты, необходимое для полного протекания реакции с участием бикарбоната аммония.
Пример 31.
Для исследования нижеследующей реакции применяли общую процедуру примера 1.
NH4HCO3 + NaNO2 + HCI -+ N2 + СО2 + NaCI + ЗН2О
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.
| Время, минуты | Количество HCI | ||||||||
| 0 ммоль | 1 ммоль | 2,5 ммоль | 5 ммоль | 10 ммоль | 15 ммоль | 16 ммоль | 17,5 ммоль | 20 ммоль | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 0,5 | 25 | 52 | 78 | 195 | 265 | 360 | 345 | 410 | 460 |
| 1 | 49 | 90 | 108 | 210 | 280 | 440 | 420 | 465 | 515 |
| 2,5 | 138 | 170 | 190 | 260 | 305 | 510 | 515 | 545 | 565 |
| 5 | 212 | 230 | 241 | 302 | 365 | 530 | 540 | 560 | 565 |
| 10 | 231 | 233 | 248 | 305 | 428 | 540 | 540 | 560 | 565 |
| 15 | 232 | 233 | 248 | 310 | 452 | 540 | 540 | 560 | 565 |
| 20 | 232 | 233 | 248 | 310 | 467 | 540 | 540 | 560 | 565 |
| 30 | 232 | 233 | 248 | 310 | 480 | 540 | 540 | 560 | 565 |
Результаты также представлены на фиг. 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.
В примере 32 определяли минимальное количество сульфаминовой кислоты, необходимое для завершения реакции с участием карбоната аммония.
Пример 32.
Для исследования нижеследующей реакции применяли общую процедуру примера 1.
NH4HCO3 + H3NSO3 + NaNO2 -+ Na2SO4 + N2 + CO2 + 4H2O
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.
| Время/ минуты | Количество сульфаминовой кислоты | |||
| 5 ммоль | 10 ммоль | 15 ммоль | 20 ммоль | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| 0,5 | 300 | 540 | 1020 | 1360 |
| 1 | 344 | 550 | 1020 | 1360 |
| 2,5 | 448 | 550 | 1020 | 1360 |
| 5 | 516 | 550 | 1020 | 1360 |
| 10 | 524 | 550 | 1020 | 1360 |
| 15 | 524 | 550 | 1020 | 1360 |
| 20 | 524 | 550 | 1020 | 1360 |
| 30 | 524 | 550 | 1020 | 1360 |
Результаты представлены на фиг. 7.
-
Claims (24)
- Результаты показывают, что при использовании сульфаминовой кислоты реакции карбоната аммония и сульфаминовой кислоты завершаются в течение нескольких секунд.Описанные в настоящей работе реагенты могут быть применены для обработки пласта, как указано. Реагенты могут быть доставлены в емкостях к устью скважины для последующего введения в пласт, например, с помощью гибких НКТ, как описано в настоящей работе. Составы примеров композиций, включающие концентрации и количества, выраженные в фунтах (Ib), представлены в таблице ниже. Фунты (Ib) могут быть переведены в килограммы умножением на 0,45.Композиция Кислота Концентрация кислоты (М) Масса кислоты (фунты) Количество NH4HCO3 (фунты) Количество раствора NaNO2 (фунты)А HCI 12,00 9915 фунтов 37% HCI 3911 8534В Сульфаминовая 2,11 6202 2519 6596С Бисульфат аммония 8,33 10828 3720 9739D Сульфаминовая + бисульфат аммония (75:25) 1,88 0,63 H3NSO3 = 4994 NH4HSO4 = 1984 2704 7079Е Сульфаминовая + бисульфат аммония (50:50) 1,67 1,67 H3NSO3 = 3687 NH4HSO4 = 4371 2996 7844F Сульфаминовая + бисульфат аммония (25:75) 1,28 3,85 H3NSO3 = 2072 NH4HSO4 = 7388 3379 8848G Сульфаминовая бисульфат аммония (10:90) 0,71 6,43 H3NSO3 = 885 NH4HSO4 = 9496 3622 9484 * Бикарбонат аммония был приготовлен в виде 0,8 М водного раствора * * Нитрит натрия был приготовлен в виде 2,40 М водного раствораИзобретение не ограничено деталями описанного выше примера (примеров) осуществления. Изобретение включает любой новый признак или любую новую комбинацию признаков, описанных в настоящей работе (включая любые прилагаемые пункты формулы изобретения, реферат и графические материалы), или любой новый этап или любую новую комбинацию этапов любого описанного способа.ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки подземного пласта для (A) стимуляции пласта посредством генерации газа внутри пласта для образования или увеличения разрыва в пласте;(B) осуществления пароциклической обработки скважины, которая 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), на котором останавливают фонтанирование скважины; или (C) уменьшения осаждения пропанта;где способ включает приведение пласта в контакт со следующими веществами:(a) бикарбонатом аммония;(b) окислителем, выбранным из перхлората, или нитрита, или их комбинаций; и (c) кислотой (АА);так, что генерируемый газ в результате взаимодействия указанных веществ обеспечивает условия, необходимые для образования или увеличения разрыва в пласте, осуществления указанной операции пароциклической обработки скважины или уменьшения осаждения пропанта.
- 2. Способ по п.1, где способ включает обработку пласта для образования или увеличения разрыва в пласте.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором окислитель включает нитрит.
- 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором окислитель представляет собой нитрит натрия.
- 5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение (А), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к количеству моль нитрита, контактирующих с пластом и/или реагирующих в пласте, составляет от 0,1 до 2,0, предпочтительно составляет от 0,3 до 0,6.
- 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором кислота (АА) способна реагировать с образованием газа, причем образующийся газ включает атомы углерода и/или азота, предоставляемые- 13 047093 кислотой (АА).
- 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором кислоту (АА) обрабатывают при осуществлении способа, в результате чего образуется газ, дополняющий газ, получаемый в результате реакции бикарбоната аммония и окислителя.
- 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором кислота (АА) включает фрагментОII о О |
- 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором кислота (АА) включает атом азота.
- 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором кислота (АА) выбрана из сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония, а также из смесей сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония.
- 11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение (В), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к общему количеству моль кислоты, приводимых в контакт с пластом и/или реагирующих с бикарбонатом и окислителем, предпочтительно нитритом, в пласте превышает 0 и составляет 10 или менее и предподчительно составляет от 0,3 до 0,6.
- 12. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение (С), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к суммарному количеству моль одной или более кислот, предназначенных для реакции с другими материалами, приводимыми в контакт с пластом с целью образования газа, превышает 0 и составляет 10 или менее и предподчительно составляет от 0,3 до 0,6.
- 13. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение (Е), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к суммарному количеству моль сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония, приводимых в контакт с пластом, превышает 0 и составляет 10 или менее и предподчительно составляет от 0,3 до 0,6.
- 14. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение (F), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к количеству моль сульфаминовой кислоты, приводимых в контакт с пластом, превышает 0 и составляет 10 или менее и предподчительно составляет от 0,3 до 0,6.
- 15. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение (G), определяемое как отношение количества моль бикарбоната аммония к количеству моль бисульфата аммония, приводимых в контакт с пластом, превышает 0 и составляет 10 или менее и предподчительно составляет от 0,3 до 0,6.
- 16. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение (Н), определяемое как отношение количества моль нитрита к суммарному количеству моль кислоты, приводимых в контакт с пластом, составляет от 0,1 до 10 и предподчительно составляет от 1,3 до 1,7.
- 17. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором отношение (K), определяемое как отношение количества моль нитрита к суммарному количеству моль сульфаминовой кислоты и бисульфата аммония, которые предназначены для реакции с материалами, приводимыми в контакт с пластом с целью образования газа, составляет от 0,1 до 10 и предподчительно составляет от 1,3 до 1,7.
- 18. Способ по любому из предшествующих пунктов, где способ включает приведение пласта в контакт с кислотой (АА), причем кислота (АА) передает газу, образующемуся в способе, атомы, не являющиеся атомами водорода.
- 19. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором бикарбонат аммония предоставлен в виде суспензии, эмульсии или раствора, и предпочтительно способ включает выбор водного раствора бикарбоната аммония.
- 20. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором окислитель, например нитрит, предоставлен в воде, и способ включает выбор водного раствора окислителя, например нитрита.
- 21. Способ по любому из предшествующих пунктов, где способ включает приведение пласта в контакт с кислотой (АА), причем кислота (АА) предоставлена в воде, и способ включает выбор водного раствора или суспензии кислоты (АА).
- 22. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что в способе суммарное массовое процентное содержание композиции (F1), включающей бикарбонат аммония, композиции (F2), включающей окислитель, предпочтительно нитрит, и композиции (F3), включающей кислоту или кислоту (АА), которые вводят в пласт, составляет по меньшей мере 80 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 98 мас.% от общей массы материалов, вводимых в пласт при проведении части операций гидроразрыва пласта посредством генерации в пласте газа.
- 23. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором выраженная в граммах (г) общая суммарная масса бикарбоната аммония, окислителя, предпочтительно нитрита, и кислоты (кислот), вводимых в пласт, обозначена SUM-W;выраженный в см3 суммарный общий объем газа, образующегося в реакции бикарбоната аммония, окислителя, предпочтительно нитрита, и кислоты (кислот), обозначен SUM-V;в способе Эффективность Реакции определяют как отношение SUM-V к SUM-W; иЭффективность Реакции составляет по меньшей мере 100 см3/г, предпочтительно по меньшей мере 260 см3/г.
- 24. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором композиции, включающие бикарбо-
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 (ru) | 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 | |
| US11739256B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| US10718184B1 (en) | Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore | |
| WO2016209623A1 (en) | Well testing | |
| US11987751B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| AU2021201823A1 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| US20180105737A1 (en) | Activator for breaking system in high-temperature fracturing fluids | |
| US20190383121A1 (en) | Treatment of siliceous materials using catechol and amines in subterranean applications | |
| US10392911B1 (en) | In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method | |
| US12060522B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| EA047093B1 (ru) | Обработка подземных пластов | |
| EA047281B1 (ru) | Обработка подземных пластов | |
| US11414592B2 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
| EA047180B1 (ru) | Обработка подземных пластов | |
| US20240352306A1 (en) | Treatment of subterranean 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 |