RU2047640C1 - Froth-forming composition for hole development - Google Patents
Froth-forming composition for hole development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2047640C1 RU2047640C1 SU5048720A RU2047640C1 RU 2047640 C1 RU2047640 C1 RU 2047640C1 SU 5048720 A SU5048720 A SU 5048720A RU 2047640 C1 RU2047640 C1 RU 2047640C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- briquettes
- composition
- urea
- acid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам, и предназначено для вызова притока жидкости из пласта при освоении скважины. The invention relates to the oil industry, in particular to foaming compositions, and is intended to cause the influx of fluid from the reservoir during well development.
Известен состав для вызова притока жидкости из пласта, содержащий мочевину, сульфат алюминия, поверхностно-активное вещество и воду [1]
Газонасыщение раствора осуществляется в результате термического гидролиза мочевины по схеме:
CO(NH2)2+H2O __→ CO2+2NH3
(1)
Недостатками применения данного состава являются:
ограниченные термические условия (температура в скважине должна быть выше 105оС);
коррозия нефтепромыслового оборудования, в особенности из цветных металлов и их сплавов в присутствии аммиака.Known composition for causing fluid flow from the reservoir, containing urea, aluminum sulfate, surfactant and water [1]
Gas saturation of the solution is carried out as a result of thermal hydrolysis of urea according to the scheme:
CO (NH 2 ) 2 + H 2 O __ → CO 2 + 2NH 3
(1)
The disadvantages of using this composition are:
limited thermal conditions (downhole temperature must be above 105 ° C);
corrosion of oilfield equipment, especially from non-ferrous metals and their alloys in the presence of ammonia.
Известна самогенерирующая пенная система, содержащая мочевину, поверхностно-активное вещество, нитриты щелочных или щелочноземельных металлов, кислоту, уротропин и воду. Known self-generating foam system containing urea, a surfactant, nitrites of alkali or alkaline earth metals, acid, urotropine and water.
В качестве газонасыщающего агента в этом составе выступают углекислый газ и газообразный азот, образующиеся в результате взаимодействия исходных компонентов:
NaNO2+HCl 
(2)
(NH2)2CO+2HNO2__→ 2N2+CO2+3H2O
(3)
Недостатками данного состава являются то, что:
при взаимодействии кислоты и солей нитрита при рН 4,0 выделяется бурый газ, под действием которого происходит коррозия оборудования. При температуре состава выше 20оС азотистая кислота разлагается с выделением диоксида и оксида азота. Диоксид азота (бурый газ) при взаимодействии с водой образует азотную кислоту по следующей схеме:
2HNO2 
(4)
N2O3__→ NO2+NO при t ≥ 20°C
(5)
2NO2+H2O 
(6) а в присутствии окислителя и свободного кислорода:
4NO2+2H2O+O2 
(7)
уротропин разлагается с выделением формальдегида и аммиака в кислой среде.As a gas-saturating agent in this composition are carbon dioxide and gaseous nitrogen, resulting from the interaction of the starting components:
NaNO 2 + HCl
(2)
(NH 2 ) 2 CO + 2HNO 2 __ → 2N 2 + CO 2 + 3H 2 O
(3)
The disadvantages of this composition are that:
the interaction of acid and nitrite salts at pH 4.0 produces brown gas, which causes corrosion of the equipment. At a temperature of the composition above 20 ° C nitrous acid decomposes to release dioxide and nitric oxide. Nitrogen dioxide (brown gas), when reacted with water, forms nitric acid according to the following scheme:
2HNO 2
(4)
N 2 O 3 __ → NO 2 + NO at t ≥ 20 ° C
(5)
2NO 2 + H 2 O
(6) and in the presence of an oxidizing agent and free oxygen:
4NO 2 + 2H 2 O + O 2
(7)
urotropin decomposes with the release of formaldehyde and ammonia in an acidic environment.
Продукт разложения уротропина и сама кислота являются коррозионно-активными агентами;
пенообразование происходит при любых положительных температурах сразу же при смешении исходных компонентов и имеет взрывообразный характер.The decomposition product of urotropine and the acid itself are corrosive agents;
foaming occurs at any positive temperatures immediately upon mixing of the starting components and has an explosive nature.
Целью изобретения являются снижение коррозии оборудования и повышение эффективности освоения скважины за счет одновременной глинокислотной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). The aim of the invention is to reduce the corrosion of equipment and increase the efficiency of well development due to the simultaneous clay-acid treatment of the bottom-hole formation zone (PZP).
Достигается это тем, что известная самогенерирующая пенная система для освоения скважины, содержащая мочевину, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, поверхностно-активное вещество (ПАВ), кислоту и воду, в качестве кислоты содержит гидрофторид аммония и дополнительно содержит структурообразующий агент карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или полиакриламид (ПАА) при следующем соотношении, мас. Мочевина 10,4-10,7
Нитрит щелочного или
щелочно-земельного металла 59,0-60,7 Гидрофторид аммония 23,7-24,4
Структурообразующий агент 0,1-1,3 ПАВ 0,4-0,8 Вода Остальное
Газовыделение и пенообразование в пластовых условиях происходит самопроизвольно через ряд промежуточных химических реакций. Общая схема взаимодействия реагентов:
(NH2)2CO+2NH4·HF+aMe(NO2)m__→ aMeFm+4N2+CO2+7H2O
(8)
где а стехиометрический коэффициент;
m индекс химической формулы вещества;
Ме щелочной или щелочноземельный металл;
a 4; m 1, когда Ме щелочной металл;
a 2, m 2, когда Ме щелочно-земельный металл.This is achieved by the fact that the well-known self-generating foam system for well development, containing urea, alkali or alkaline earth metal nitrite, surfactant, acid and water, contains ammonium hydrofluoride as an acid and additionally contains a structure-forming agent carboxymethyl cellulose (CMC ) or polyacrylamide (PAA) in the following ratio, wt. Urea 10.4-10.7
Alkali nitrite or
alkaline earth metal 59.0-60.7 ammonium hydrofluoride 23.7-24.4
Structure-forming agent 0.1-1.3 surfactant 0.4-0.8 Water
Gas evolution and foaming in reservoir conditions occurs spontaneously through a series of intermediate chemical reactions. General scheme for the interaction of reagents:
(NH 2 ) 2 CO + 2NH 4 · HF + aMe (NO 2 ) m __ → aMeF m + 4N 2 + CO 2 + 7H 2 O
(8)
where a is the stoichiometric coefficient;
m is the chemical formula of a substance;
Me alkaline or alkaline earth metal;
a 4;
a 2,
Реакция образования газообразных продуктов полностью смещена вправо и необратима в соответствии с правилом Ле-Шателье. The reaction of the formation of gaseous products is completely shifted to the right and is irreversible in accordance with the Le Chatelier rule.
Необратимость химического взаимодействия обусловлена образованием газообразных продуктов, воды и малорастворимых в воде щелочных и щелочно-земельных металлов кроме фторида калия. The irreversibility of the chemical interaction is due to the formation of gaseous products, water, and poorly soluble alkaline and alkaline-earth metals in water except potassium fluoride.
Растворимость этих солей в 100 г воды представлены в табл.1. The solubility of these salts in 100 g of water are presented in table 1.
Дополнительно введенный гидрофторид аммония в качестве кислоты позволяет получать газообразный продукт и пену в относительно мягких условиях (рН 4,0-5,0). Скорость пенообразования зависит и контролируется концентрацией исходных компонентов, в особенности содержанием в пенообразующем составе структурообразующего агента. Additionally introduced ammonium hydrofluoride as an acid allows to obtain a gaseous product and foam under relatively mild conditions (pH 4.0-5.0). The rate of foaming depends and is controlled by the concentration of the starting components, in particular the content of the structure-forming agent in the foam-forming composition.
Гидрофторид аммония является солью, образованной из остатков слабой фтористоводородной кислоты и слабого основания гидрооксида аммония. Ammonium hydrofluoride is a salt formed from the residues of weak hydrofluoric acid and a weak base of ammonium hydroxide.
В результате гидролиза гидрофторида аммония в водном растворе в небольших количествах образуются фтористо-водородная кислота и гидрооксид аммония. Hydrolysis of ammonium hydrofluoride in an aqueous solution in small quantities produces hydrofluoric acid and ammonium hydroxide.
Раствор соли имеет слабокислую реакцию (рН ≈ 5,0) за счет диссоциации фтористоводородной кислоты, у которой диссоциированных ионов водорода в воде в 10,5 раза больше, чем у гидрооксида аммония гидрооксид ионов. Зависимость рН среды от концентрации гидрофторида аммония в воде при температуре 20оС приведены в табл.2.The salt solution has a slightly acidic reaction (pH ≈ 5.0) due to the dissociation of hydrofluoric acid, in which there are 10.5 times more dissociated hydrogen ions in water than ammonium hydroxide ions. PH Dependence on the concentration of ammonium hydrofluoride in
Из данных табл.2 видно, что концентрация ионов водорода в водном растворе гидрофорида намного ниже, чем в растворе соляной кислоты. From the data of Table 2 it can be seen that the concentration of hydrogen ions in an aqueous solution of a hydroforide is much lower than in a solution of hydrochloric acid.
Показатель кислотности от концентрации гидрофторида в пределах рН 4-5 и зависит от степени гидролиза, чем выше концентрация гидрофторида в воде, тем меньше ионов водорода в водном растворе и наоборот. The acidity index depends on the concentration of hydrofluoride in the range of pH 4-5 and depends on the degree of hydrolysis, the higher the concentration of hydrofluoride in water, the less hydrogen ions in the aqueous solution and vice versa.
В предлагаемом пенообразующем составе гидрофторид аммония выступает в роли регулятора кислотности, которая в свою очередь оказывает влияние на процессы, связанные с коррозией оборудования. In the proposed foaming composition, ammonium hydrofluoride acts as a regulator of acidity, which in turn affects the processes associated with corrosion of equipment.
При рН > 4,0 в реакционной смеси не образуется коррозионно-активный диоксид азота (бурый газ) по схеме химической реакции (4). At pH> 4.0, corrosive nitrogen dioxide (brown gas) does not form in the reaction mixture according to the chemical reaction scheme (4).
Коррозионную активность гидрофторида аммония проверяли на лабораторной установке в статических условиях (табл.3). Скорость коррозии в тех же условиях определяли также для ингибированной и чисто соляной кислоты. Полученные данные показывают, что коррозия образцов в водных растворах гидрофторида намного ниже, чем в растворе неингибированной соляной кислоты, и не выше, когда соляная кислота содержит ингибитор коррозии. The corrosion activity of ammonium hydrofluoride was checked in a laboratory setup under static conditions (Table 3). The corrosion rate under the same conditions was also determined for inhibited and pure hydrochloric acid. The data obtained show that the corrosion of samples in aqueous solutions of hydrofluoride is much lower than in a solution of uninhibited hydrochloric acid, and not higher when hydrochloric acid contains a corrosion inhibitor.
Слабая плавиковая кислота, образованная вследствие гидролиза гидрофорида аммония, способна реагировать и растворять глиносодержащие горные породы пласта, тем самым способствует повышению эффективности освоения скважины. Weak hydrofluoric acid, formed due to the hydrolysis of ammonium hydroforide, is able to react and dissolve clay-containing rocks of the formation, thereby increasing the efficiency of well development.
В табл.3 отражены результаты лабораторных исследований, показывающие растворяющую способность гидрофторида аммония глиносодержащие горные породы (аргиллит) и бентонитовую глину. Более концентрированный водный раствор гидрофторида аммония при реагировании с образцами горных пород растворяет и разрушает их за счет расклинивающего давления. Table 3 shows the results of laboratory studies showing the solubility of ammonium hydrofluoride clay-containing rocks (mudstone) and bentonite clay. A more concentrated aqueous solution of ammonium hydrofluoride, when reacted with rock samples, dissolves and destroys them due to proppant pressure.
Способ приготовления предлагаемого пенообразующего состава:
приготавливают 3-25%-ный водный раствор КМЦ или ПАА и оставляют его для набухания на 3-4 ч.The method of preparation of the proposed foaming composition:
prepare a 3-25% aqueous solution of CMC or PAA and leave it to swell for 3-4 hours
Размельчают исходные компоненты каждый в отдельности до порошка и составляют две тестообразные смеси:
первую получают при тщательном перемешивании мочевины, нитрита щелочного или щелочноземельного металла, порошкообразного или вязко-упругого поверхностно-активного вещества (ПАВ) с 3-25% -ным водным раствором КМЦ или ПАА (смесь "А");
вторую при перемешивании гидрофторида аммония с 15-25%-ным водным раствором КМЦ или ПАА (смесь "Б").The initial components are ground individually to a powder and two doughy mixtures are made up:
the first is obtained by thoroughly mixing urea, nitrite of an alkali or alkaline earth metal, powdery or viscoelastic surfactant (SAS) with a 3-25% aqueous solution of CMC or PAA (mixture "A");
the second with stirring ammonium hydrofluoride with a 15-25% aqueous solution of CMC or PAA (mixture "B").
Тестообразные смеси формуют в виде стержней (цилиндрических брикетов) и сушат. Dough mixes are formed in the form of rods (cylindrical briquettes) and dried.
Изготовленное таким образом расчетное количество стержней последовательно забрасывают во внутрь насосно-компрессорных труб (НКТ) через сальник-лубрикатор, установленный на устье скважины. The calculated number of rods made in this way is subsequently thrown into the inside of tubing (tubing) through a gland-lubricator installed at the wellhead.
Последними вводят стержни, изготовленные из смеси "Б". Скважину закрывают на реагирование и выдерживают 20-60 мин, затем постепенно стравливают давление через НКТ или затрубное пространство осуществляют, вызов притока жидкости из пласта. The last introduced rods made from a mixture of "B". The well is closed for response and held for 20-60 minutes, then gradually release the pressure through the tubing or annular space is carried out, the flow of fluid from the reservoir is called.
Продолжительность технологического процесса и величина депрессии на пласт зависят от количества вводимых цилиндрических брикетов до забоя скважины, от исходного содержания структурообразователя в брикетах "Б" и температуры пласта. The duration of the process and the magnitude of the depression on the formation depend on the number of cylindrical briquettes introduced before the bottom of the well, on the initial content of the builder in the briquettes "B" and the temperature of the formation.
Повышенное содержание структурообразующих агентов КМЦ или ПАА в брикетах увеличивает время их растворения и оказывает влияние на процесс взаимодействия исходных компонентов и скорость газонасыщения раствора и наоборот. The increased content of structure-forming agents of CMC or PAA in briquettes increases the time of their dissolution and affects the interaction of the starting components and the rate of gas saturation of the solution and vice versa.
В табл. 4 приведено время растворения брикетов "Б" от массового содержания структурообразующего агента КМЦ при температуре 40оС.In the table. 4 shows the dissolution time of briquettes "B" from the mass content of the structure-forming agent CMC at a temperature of 40 about C.
В пластовых условиях за счет термической энергии пласта, повышается растворимость исходных компонентов пенообра- зующего состава и увеличивается скорость их химического взаимодействия (термический катализ) и пенообразования на забое скважины. In reservoir conditions, due to the thermal energy of the reservoir, the solubility of the initial components of the foaming composition increases and the rate of their chemical interaction (thermal catalysis) and foaming at the bottom of the well increases.
Предлагаемый пенообразующий состав для освоения скважины позволяет получить пену с регулируемой скоростью газовыделения до 100 л/с и около 200 м3 газообразных продуктов, состоящих на 80% из азота и 20% углекислого газа, на 1 т брикетов "А" и "Б".The proposed foaming composition for well development allows producing foam with a controlled gas release rate of up to 100 l / s and about 200 m 3 of gaseous products consisting of 80% nitrogen and 20% carbon dioxide, per 1 ton of A and B briquettes.
Содержание в брикете "А" мочевины, нитрита щелочного или щелочно-земельного металла, ПАВ, структурообразующего агента и воды (мас.) приведено в табл.5. The content in the briquette "A" of urea, nitrite of an alkali or alkaline earth metal, surfactant, structure-forming agent and water (wt.) Are given in table 5.
Наибольшие количества воды и структурообразующего агента имеют брикеты "А", составленные из менее растворимых в воде нитритов щелочно-земельных металлов, их растворимость в 100 г воды менее 50 г при температуре 20оС.The greatest amount of structure directing agent and water are briquets "A", composed of at least water soluble nitrites, alkaline earth metals, their solubility in 100 g of water at least 50 grams at a temperature of 20 ° C.
Брикеты "Б" состоят на 90-98% из гидрофторида аммония, остальное 15-25% -ный водный раствор КМЦ или ПАА. Briquettes "B" consist of 90-98% of ammonium hydrofluoride, the rest is 15-25% aqueous solution of CMC or PAA.
В целях повышения эффективности освоения скважины за счет одновременной глинокислотной обработки призабойной зоны пласта, брикетов "Б" вводят до забоя скважины на 20% больше расчетного. In order to increase the efficiency of well development due to the simultaneous clay-acid treatment of the bottom-hole zone of the formation, briquettes "B" are introduced before the bottom of the well by 20% more than the calculated one.
Весовые соотношения брикетов "А" и "Б" для полной реализации технологического процесса должны быть на уровне тех значений, который приводятся в табл.6 и 7. The weight ratio of briquettes "A" and "B" for the full implementation of the technological process should be at the level of those values that are given in tables 6 and 7.
П р и м е р. Пенообразующий состав испытывается на лабораторной установке, представляющей модель скважины, при температуре 25оС. Готовят стержни (брикеты "А") на основе 5% -ного раствора КМЦ строго в стехиометрических соотношениях исходных компонентов, мас. Мочевина 17,1 Нитрит натрия 78,4 Сульфанол НП-3 1,0 КМЦ 0,2 Вода 3,3.PRI me R. The foamable composition is tested in a laboratory, which represents a model of the well, at a temperature of 25 ° C. Prepare rods (briquettes "A") on the basis of 5% CMC solution strictly stoichiometric ratios of the starting components, wt. Urea 17.1 Sodium nitrite 78.4 Sulfanol NP-3 1.0 CMC 0.2 Water 3.3.
Брикет "Б" готовят на 15%-ном растворе КМЦ при следующих соотношениях компонентов, мас. Гидрофторид аммония 96,0 КМЦ 0,6 Вода 3,4 При весовом соотношении брикетов "А" и "Б" (см. пример конкретного выполнения) и с учетом избытка гидрофторида аммония на 20%
100: 
100 40,6 или 2,46 1,00 пенообразующий состав будет иметь исходное содержание всех компонентов, мас. Мочевина 12,2 Нитрит натрия 55,9 Гидрофторид аммония 27,7 НП-3 0,7 КМЦ 0,3 Вода 3,2
Результаты лабораторных исследований приведены в табл.8, из которой следует, что:
газонасыщение и пенообразование интенсивно происходит при температуре 25оС, если удельный расход брикетов выше 100 кг на одну тонну жидкости на забое скважины;
брикеты "Б", содержащие 0,6% КМЦ и 3,4% воды, набухают и полностью растворяются в течении 20 мин;
в результате химического взаимодействия составляющих пенообразующий состав, выделение и образование диоксида азота (бурого газа) не наблюдается.Briquette "B" is prepared on a 15% solution of CMC in the following ratios of components, wt. Ammonium hydrofluoride 96.0 CMC 0.6 Water 3.4 With a weight ratio of briquettes "A" and "B" (see example of a specific implementation) and taking into account an excess of ammonium hydrofluoride by 20%
100:
100 40.6 or 2.46 1.00 the foaming composition will have an initial content of all components, wt. Urea 12.2 Sodium nitrite 55.9 Ammonium hydrofluoride 27.7 NP-3 0.7 CMC 0.3 Water 3.2
The results of laboratory tests are given in table 8, from which it follows that:
gassing and foaming vigorously occurs at a temperature of 25 ° C, if the specific consumption briquettes above 100 kg per tonne of liquid on the bottom of the well;
briquettes "B", containing 0.6% CMC and 3.4% water, swell and completely dissolve within 20 minutes;
as a result of chemical interaction constituting the foaming composition, the release and formation of nitrogen dioxide (brown gas) is not observed.
На основании результатов лабораторных испытаний пенообразующего состава для освоения скважины в виде брикетов при одинаковой интенсивности пенообразования по сравнению с прототипом и другими составами экономически выгодно и целесообразно. Предлагаемый пенообразующий состав проявляет меньшую коррозионноактивность, за счет замены подкисляющего агента солью, образованной из остатков слабого основания гидрооксида аммония и слабой гидрофтористой (плавиковой) кислоты. Гидрофторид аммония способен растворить и разрыхлить глиносодержание породы, тем самым оказывает влияние на эффективность освоения скважины. Based on the results of laboratory tests of the foaming composition for the development of the well in the form of briquettes with the same intensity of foaming compared to the prototype and other compositions, it is economical and expedient. The proposed foaming composition exhibits less corrosivity due to the replacement of the acidifying agent with a salt formed from the residues of a weak base of ammonium hydroxide and weak hydrofluoric (hydrofluoric) acid. Ammonium hydrofluoride is able to dissolve and loosen the clay content of the rock, thereby affecting the efficiency of well development.
П р и м е р. Для вызова притока флюида из низкопроницаемого пласта добывающей скважины, обводненностью 40% пластовое давление 70 ат, температура на забое скважины 60оС и оборудованной 75-миллиметровой эксплуатационной насосно-компрессорной трубой требуется освоить скважину пенообразующим составом в виде цилиндрических брикетов. Необходимо определить общее количество брикетов для проведения технологического процесса, чтобы получить 90,0 м3 газообразных продуктов на призабойной зоне пласта в течение 20-30 мин.PRI me R. To call a fluid inflow of low-permeability layer production well, water content 40% 70 at formation pressure, downhole temperature of 60 ° C and equipped with 75-millimeter production tubing is required to master hole foaming composition in the form of cylindrical pellets. It is necessary to determine the total number of briquettes for carrying out the technological process in order to obtain 90.0 m 3 of gaseous products in the bottomhole formation zone for 20-30 minutes.
Готовят пенообразующий состав (стационарно) в виде двух брикетов "А" и "Б". Prepare a foaming composition (stationary) in the form of two briquettes "A" and "B".
Брикет "А" из тестообразной смеси на основе 10%-ного водного раствора КМЦ, содержащий мочевину, нитрит калия, ОП-10, КМЦ и воду при следующих соотношениях компонентов, мас. (табл.5) Мочевина 14,2 Нитрит калия 80,8 ОП-10 1,0 КМЦ 0,4 Вода 3,6
Брикет "Б" на основе 20%-ного раствора КМЦ, содержащий гидрофторид аммония, КМЦ и воду, мас. чтобы он растворился более чем за 20 мин (табл.4): Гидрофторид аммония 90,0 КМЦ 2, Вода 8,0. Для освоения скважины с одновременной глинокислотной обработкой забрасывают последовательно до забоя скважины через сальник-лубрикатор, установленный на устье скважины, расчетное количество сначала брикетов "А", а затем брикеты "Б".Briquette "A" from a pasty mixture based on a 10% aqueous CMC solution containing urea, potassium nitrite, OP-10, CMC and water in the following ratios of components, wt. (Table 5) Urea 14.2 Potassium nitrite 80.8 OD-10 1.0 CMC 0.4 Water 3.6
Briquette "B" based on a 20% solution of CMC containing ammonium hydrofluoride, CMC and water, wt. so that it dissolves in more than 20 minutes (Table 4): Ammonium hydrofluoride 90.0
На основе общей схемы (8) взаимодействия газовыделяющих компонентов составляют химические уравнения:
(NH
Определим молекулярные массы реагирующих веществ: для
2NH4·HF2__→ 2(14+4+1+2·19) 114 г/моль
4KNO2__→ 4(39+14+2·16) 340 г/моль
(NH2)2CO __→ (14+2)·2+12+16 60 г/моль При нормальных условиях 1 моль газа занимает объем, равный 22,4 л, тогда общий объем газов:
V 22,4 (4 + 1) 112,0 л или на 1 г исходных веществ: V 
(NH
Define the molecular masses of the reacting substances: for
2NH 4 · HF 2 __ → 2 (14 + 4 + 1 + 2 · 19) 114 g / mol
4KNO 2 __ → 4 (39 + 14 + 2 · 16) 340 g / mol
(NH 2 ) 2 CO __ → (14 + 2) · 2 + 12 + 16 60 g / mol Under normal conditions, 1 mol of gas occupies a volume of 22.4 liters, then the total volume of gases:
V 22.4 (4 + 1) 112.0 L or per 1 g of starting materials: V
Для определения массового содержания исходных компонентов в брикетах (мас.) находим соотношения молекулярных масс относительно молекулярной массы мочевины:
2NH4·HF2:(NH2)2CO- 
2KNO2:(NH2)2CO- 
(NH2)2CO: (NH2)2CO- 
2NH 4 · HF 2 : (NH 2 ) 2 CO-
2KNO 2 : (NH 2 ) 2 CO-
(NH 2 ) 2 CO: (NH 2 ) 2 CO-
Мочевина 
Нитрит калия 
Приняв во внимание 20%-ный избыток гидрофторида аммония и его содержание 90% в брикете "Б" (табл.4) при соотношении молекулярных масс гидрофторида аммония и мочевины: 1,90:1,00, весовое соотношение брикетов "А" и "Б" должно быть (табл.6):
"A":"Б" 100,0: 
"A" "Б" 2,78 1,00. Объем выделившихся газов в результате химической реакции 1 т пенообразующего состава равен 194,3 м3 и пенообразующий состав будет иметь концентрацию исходных компонентов, мас. Мочевина 10,4 Нитрит калия 59,0 Гидрофторид аммония 23,7 НП-3 0,7 КМЦ 0,8 Вода 4,4
Q (104 + 590 + 
"A"- 
"Б"- 
ω 
Potassium nitrite
Taking into account a 20% excess of ammonium hydrofluoride and its content of 90% in briquette "B" (Table 4) with a molecular weight ratio of ammonium hydrofluoride and urea: 1.90: 1.00, weight ratio of briquettes "A" and " B "should be (table 6):
"A": "B" 100.0:
"A""B" 2.78 1.00. The volume of gases released as a result of a chemical reaction of 1 ton of the foam-forming composition is 194.3 m 3 and the foam-forming composition will have a concentration of the starting components, wt. Urea 10.4 Potassium nitrite 59.0 Ammonium hydrofluoride 23.7 NP-3 0.7 CMC 0.8 Water 4.4
Q (104 + 590 +
"A" -
"B" -
ω
В случае освоения безводной скважины до призабойной зоны пласта закачивают 0,5-3,0 м3 воды. Вместо нитрита калия могут быть использованы нитриты других щелочных и щелочноземельных металлов. Процесс образования пены в этом случае ничем не отличается от взаимодействия нитрита калия с другими компонентами. Разница состоит лишь в количественных пропорциях, которые рассчитываются по уравнению химической реакции.In the case of the development of an anhydrous well, 0.5-3.0 m 3 of water is pumped to the bottomhole formation zone. Instead of potassium nitrite, nitrites of other alkali and alkaline earth metals can be used. The foam formation process in this case is no different from the interaction of potassium nitrite with other components. The difference is only in quantitative proportions, which are calculated by the equation of a chemical reaction.
В таблицах 6 и 7 приведены массовые соотношения исходных компонентов (%) в пенообразующем составе и для других нитритов щелочных и щелочно-земельных металлов, рассчитанные объемы газов, которые могут образоваться при нормальных условиях на 1 г исходных веществ и на 1 т пенообразующего состава, весовые соотношения брикетов "А" и "Б" при минимальном и максимальном содержаниях в брикетах "Б" гидрофторида аммония. Tables 6 and 7 show the mass ratios of the starting components (%) in the foaming composition for other alkrites of alkali and alkaline earth metals, the calculated volumes of gases that can form under normal conditions per 1 g of starting materials and per ton of foaming composition, weight the ratio of briquettes "A" and "B" at the minimum and maximum contents in briquettes "B" of ammonium hydrofluoride.
Нижние и верхние граничные условия в пенообразующем составе исходных компонентов (мас.) находятся также из данных табл.6 и 7 (состав по п.2). The lower and upper boundary conditions in the foaming composition of the starting components (wt.) Are also found from the data in Tables 6 and 7 (composition according to claim 2).
Предлагаемый способ получения пенообразующего состава для освоения скважины не трудоемок и не требует применения специального оборудования, что позволяет использовать его при получении пены, пеноцементов, пенобетонов, пенополимеров, облегченных буровых и тампонажных растворов для очистки и промывки ПЗП, удаления песчаных пробок и для интенсификации процессов добычи нефти и газа. The proposed method for producing a foaming composition for well development is not laborious and does not require the use of special equipment, which allows it to be used in the production of foam, foam cement, foam concrete, foamed polymers, lightweight drilling and cement slurries for cleaning and washing PZP, removing sand plugs and for intensifying production processes oil and gas.
Предлагаемые исходные реагенты дешевы и доступны, не требуют особых условий при перевозке и хранении, промышленностью выпускаются крупнотоннажно и находят применение в различных отраслях народного хозяйства. The proposed starting reagents are cheap and affordable, do not require special conditions for transportation and storage, the industry produces large-tonnage and are used in various sectors of the economy.
Claims (1)
Нитрит щелочного или щелочноземельного металла 59,0 60,7
Кислота Льюиса 23,7 24,4
Стабилизатор пены 0,1 1,3
Поверхностно-активное вещество 0,4 0,8
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве кислоты Льюиса он содержит гидрофторид аммония, а в качестве стабилизатора пены - водорастворимое полимерное соединение карбоксилметилцеллюлозу или полиакриламид.Urea 10.4 10.7
Alkaline or alkaline earth metal nitrite 59.0 60.7
Lewis Acid 23.7 24.4
Foam Stabilizer 0.1 1.3
Surfactant 0.4 0.8
Water Else
2. The composition according to p. 1, characterized in that it contains ammonium hydrofluoride as a Lewis acid, and a water-soluble polymer compound carboxylmethyl cellulose or polyacrylamide as a foam stabilizer.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5048720 RU2047640C1 (en) | 1992-01-27 | 1992-01-27 | Froth-forming composition for hole development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5048720 RU2047640C1 (en) | 1992-01-27 | 1992-01-27 | Froth-forming composition for hole development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2047640C1 true RU2047640C1 (en) | 1995-11-10 |
Family
ID=21607507
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5048720 RU2047640C1 (en) | 1992-01-27 | 1992-01-27 | Froth-forming composition for hole development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2047640C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626475C1 (en) * | 2016-10-19 | 2017-07-28 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition and method of solid foaming agent preparation for liquid removal from the gas and gas condensate wells bottomholes |
-
1992
- 1992-01-27 RU SU5048720 patent/RU2047640C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1035201, кл. E 21B 43/25, 1982. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626475C1 (en) * | 2016-10-19 | 2017-07-28 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition and method of solid foaming agent preparation for liquid removal from the gas and gas condensate wells bottomholes |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4267887A (en) | Method for acidizing high temperature subterranean formations | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| MXPA04011874A (en) | Methods of generating gas in well treating fluids. | |
| US11203555B2 (en) | Blasting agent | |
| US3651868A (en) | Removal of calcium sulfate deposits | |
| RU2047640C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| RU2587203C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2637259C2 (en) | Thermo-gas-chemical binary composition and method for treatment of bottom-hole and remote zones of oil and gas bearing formation | |
| RU2047642C1 (en) | Gas-exhausting and froth-forming composition for intensification of oil and gas output processes | |
| RU2085567C1 (en) | Foam forming composition for developing wells | |
| RU2047639C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| RU2034982C1 (en) | Foaming composition for completing wells | |
| RU2301248C1 (en) | Base of composition for oxygen treatment of terrigenous reservoir and declaying of bottomhole formation zone | |
| SU1035201A1 (en) | Self-generating foaming composition for starting wells | |
| RU2675617C1 (en) | Method of thermal acid treatment of oil and gas plates (options) | |
| RU2337125C1 (en) | Aerogen composition for water removing and development of gassers, natural gas and oil wells | |
| RU2047641C1 (en) | Froth-forming composition for liquid removal from gas holes | |
| RU2122111C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation | |
| RU2064958C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| RU2029858C1 (en) | Foam forming solution for bore holes putting into production | |
| RU2717151C1 (en) | Method of thermal gas-chemical and impact-wave treatment of oil-bearing strata | |
| RU2053246C1 (en) | Frothing composition for increasing oil extraction of stratum | |
| RU2087673C1 (en) | Foamed plugging compound | |
| RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
| RU2100577C1 (en) | Solid foaming agent for removal of fluid from gas and gas-condensate wells |