RU2047642C1 - Gas-exhausting and froth-forming composition for intensification of oil and gas output processes - Google Patents
Gas-exhausting and froth-forming composition for intensification of oil and gas output processes Download PDFInfo
- Publication number
- RU2047642C1 RU2047642C1 RU92012335A RU92012335A RU2047642C1 RU 2047642 C1 RU2047642 C1 RU 2047642C1 RU 92012335 A RU92012335 A RU 92012335A RU 92012335 A RU92012335 A RU 92012335A RU 2047642 C1 RU2047642 C1 RU 2047642C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- foam
- gas
- hydrazine
- composition
- water
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
hydrodifluoride 0-24.6; carboxymethylcellulose or polyacrylamide 0.1-1.5, and water the rest. Addition of water-soluble polymeric compound promotes foam quality and flotation properties, ensures to use froth-forming composition as cylindric briquets. EFFECT: increased yield of gaseous product, enhanced foam and flotation properties of polymeric compound. 3 cl, 5 tbl
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться, в частности, в качестве пенообразующего состава для плавного вызова притока нефти и газа из пласта при освоении скважины. The invention relates to the oil and gas industry and can be used, in particular, as a foaming composition for smoothly causing the influx of oil and gas from the reservoir during well development.
Известен способ вскрытия продуктивного пласта в скважине заменой скважинной жидкости пеной в зоне перфорации. Получение пены осуществляют путем химической реакции газовыделения при взаимодействии нитрита натрия, хлорида аммония и органической кислоты в присутствии пенообразования (ПАВ). Недостатком применения данного способа получения пены является высокая трудоемкость процесса (приготовление специальных контейнеров для спуска органической кислоты-инициатора реакции в скважину). A known method of opening a reservoir in a well by replacing a wellbore fluid with foam in a perforation zone. Obtaining foam is carried out by a chemical reaction of gas evolution in the interaction of sodium nitrite, ammonium chloride and an organic acid in the presence of foaming (surfactant). The disadvantage of using this method of producing foam is the high complexity of the process (preparation of special containers for lowering the organic acid initiating the reaction into the well).
Известна саморегулирующаяся пенная система, содержащая мочевину, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, кислоту, уротропин, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду. В качестве газонасыщающего агента в этом составе является инертный газ азот и углекислый газ, образующийся в результате химической реакции между мочевиной и нитритом металла в присутствии инициатора реакции кислоты:
(NH2)2CO+2NaNO2+2H+__→ 2N
(1)
Недостатком данной системы является низкая стабильность пены, что приводит к низкой эффективности процесса освоения скважины.Known self-regulating foam system containing urea, nitrite of an alkali or alkaline earth metal, acid, urotropine, surfactant and water. The gas-saturating agent in this composition is an inert gas, nitrogen and carbon dioxide, which is formed as a result of a chemical reaction between urea and metal nitrite in the presence of an acid reaction initiator:
(NH 2 ) 2 CO + 2NaNO 2 + 2H + __ → 2N
(1)
The disadvantage of this system is the low stability of the foam, which leads to low efficiency of the well development process.
Целью изобретения является сокращение затрат и повышение эффективности освоения скважины за счет плавного вызова притока нефти и газа из пласта и одновременной пеноглинокислотной, термической обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), а также частичной очистки забоя скважины мехпримесей, песка, продуктов коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и вынос их на дневную поверхность за счет флотационных сил пены. The aim of the invention is to reduce costs and increase the efficiency of well development due to the smooth call of the influx of oil and gas from the reservoir and simultaneous foam-clay acid, heat treatment of the bottom-hole zone of the formation (PZP), as well as partial cleaning of the bottom of the well of mechanical impurities, sand, corrosion products and asphalt-tar-paraffin deposits (ASPO) ) and their removal to the surface due to the flotation forces of the foam.
Достигается это тем, что известная саморегулирующаяся пенная система для освоения скважины, содержащая мочевину, нитрит щелочного или щелочноземельного металла, инициатор реакции (кислоту), ПАВ и воду, дополнительно содержит стабилизатор пены (флотореагент) карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или полиакриламид (ПАА), соль гидразина гидразина дигидрохлорид, а в качестве инициатора реакции глинокислоту гидродифторид аммония при следующих соотношениях исходных компонентов, мас. Мочевина 1,0-13,0
Нитрит щелочного или
щелочноземельного металла 4,6-59,7 Глинокислота 0-24,6 Гидразина дигидро- хлорид 0-37,4 КМЦ или ПАА 0,1-1,5 ПАВ 0,1-1,5 Вода Остальное
Газонасыщение и образование пены происходит самопроизвольно при смешении исходных компонентов при любых положительных температурах. Химическая реакция газовыделения сильно экзотермична.This is achieved by the fact that the well-known self-regulating foam system for well development, containing urea, alkali or alkaline earth metal nitrite, a reaction initiator (acid), surfactant and water, additionally contains a foam stabilizer (flotation reagent) carboxymethyl cellulose (CMC) or polyacrylamide (PAA), salt hydrazine hydrazine dihydrochloride, and as the initiator of the reaction, the clay acid is ammonium hydrodifluoride in the following ratios of the starting components, wt. Urea 1.0-13.0
Alkali nitrite or
alkaline earth metal 4.6-59.7 Clay acid 0-24.6 Hydrazine dihydrochloride 0-37.4 CMC or PAA 0.1-1.5 Surfactant 0.1-1.5 Water Else
Gas saturation and the formation of foam occurs spontaneously when mixing the starting components at any positive temperatures. The chemical reaction of gas evolution is highly exothermic.
Процесс химического взаимодействия между нитритом металла и гидродифторитом аммония имеет следующий вид:
NH11HF2+H2O __→ NH11OH+2HF
(2)
2NaNO2+2HF __→ 2NaF
(3)
NH4OH+HNO2__→ H2O+NH4NO2
(4)
NH4NO2__→ N
(5)
NH4HF2+2NaNO2__→ 2NaF
(6) Разложение азотистокислого аммония по уравнению (5) происходит практически мгновенно и при этом выделяется большое количество тепловой энергии, около 300 кДж/моль. Схему взаимодействия нитрита металла с дигидрохлоридом гидразина можно выразить следующим образом:
2(NH2NH2·2HCl)+4NaNO2__→ 4NaCl+2HN3+4H2O+2HNO2
(7)
2(H-N=N+=N-) __→ 2H
(8)
2(NH2NH2·2HCl)+4NaNO2__→ 4NaCl+H
(9)
При разложении одного моля азида водорода по схеме (8) выделяется до 590 кДж тепловой энергии.The process of chemical interaction between metal nitrite and ammonium hydrodifluorite has the following form:
NH 11 HF 2 + H 2 O __ → NH 11 OH + 2HF
(2)
2NaNO 2 + 2HF __ → 2NaF
(3)
NH 4 OH + HNO 2 __ → H 2 O + NH 4 NO 2
(4)
NH 4 NO 2 __ → N
(5)
NH 4 HF 2 + 2NaNO 2 __ → 2NaF
(6) The decomposition of ammonium nitrate according to equation (5) occurs almost instantly and a large amount of thermal energy is released, about 300 kJ / mol. The interaction scheme of metal nitrite with hydrazine dihydrochloride can be expressed as follows:
2 (NH 2 NH 2 · 2HCl) + 4NaNO 2 __ → 4NaCl + 2HN 3 + 4H 2 O + 2HNO 2
(7)
2 (HN = N + = N - ) __ → 2H
(8)
2 (NH 2 NH 2 · 2HCl) + 4NaNO 2 __ → 4NaCl + H
(nine)
When one mole of hydrogen azide is decomposed according to scheme (8), up to 590 kJ of thermal energy is released.
Избыток азотистой кислоты, образующейся по уравнениям химической реакции (6) и (9), устраняется введением в состав мочевины, которая при взаимодействии с азотистой кислотой образует дополнительное количество газообразных продуктов и воду:
(NH2)2CO+2HNO2__→ 2N
(10) Нитрит металла принимает участие в образовании газообразных продуктов с гидродифторидом аммония (6) и дигидрохлоридом гидразина (9).The excess nitrous acid formed by the chemical reaction equations (6) and (9) is eliminated by the introduction of urea, which, when reacted with nitrous acid, forms an additional amount of gaseous products and water:
(NH 2 ) 2 CO + 2HNO 2 __ → 2N
(10) Metal nitrite is involved in the formation of gaseous products with ammonium hydrodifluoride (6) and hydrazine dihydrochloride (9).
Чтобы определить, какая часть нитрита металла реагирует в отдельности с каждым компонентом, введем буквенные стехиометрические коэффициенты a и b при уравнениях химической реакции (9) и (6). To determine which part of the metal nitrite reacts separately with each component, we introduce the letter stoichiometric coefficients a and b in the chemical reaction equations (9) and (6).
Общая схема взаимодействия между исходными компонентами находится путем сложения уравнений (6), (9) и (10) и имеет следующий вид:
(11)
где a и b стехиометрические коэффициенты химического уравнения;
m индекс химической формулы молекулы вещества;
Me щелочной или щелочноземельный металл;
Q Q1 + Q2 тепловая энергия.The general scheme of interaction between the initial components is found by adding equations (6), (9) and (10) and has the following form:
(eleven)
where a and b are the stoichiometric coefficients of the chemical equation;
m is the index of the chemical formula of the molecule of the substance;
Me is an alkaline or alkaline earth metal;
QQ 1 + Q 2 thermal energy.
Содержание исходных компонентов в предлагаемом составе определяется соотношением гидродифторида аммония к дигидрохлориду гидразина и наоборот, следовательно, зависит от численных значений коэффициентов a и b в химической уравнении (11). The content of the starting components in the proposed composition is determined by the ratio of ammonium hydrodifluoride to hydrazine dihydrochloride and vice versa, therefore, depends on the numerical values of the coefficients a and b in the chemical equation (11).
Глинокислота гидродифторид аммония в результате гидролиза (2) образует плавиковую кислоту, которая способна реагировать и разрыхлять карбонатноглиносодержащие горные породы пласта. Hydrolysis of ammonium hydrodifluoride as a result of hydrolysis (2) forms hydrofluoric acid, which is capable of reacting and loosening carbonate-clay-containing rocks of the formation.
Введение в состав пенообразователя (ПАВ) и водорастворимых полимерных соединений типа КМЦ или ПАА повышают стабильность и флотационные свойства пены. Эти физико-химические свойства пены существенно улучшаются при содержании в газовыделяющем составе полимерных соединений количестве 0,1-1,5 мас. и при концентрации ПАВ равной 0,1-1,5 мас. (3). Кроме того, они способствуют уменьшению степени поглощения воды породами пласта, снижению разбухаемости глины и обеспечению более глубокого проникновения кислоты в пласт, следовательно, повышению эффективности обработки призабойной зоны пласта. The introduction of a foaming agent (surfactant) and water-soluble polymer compounds such as CMC or PAA increase the stability and flotation properties of the foam. These physicochemical properties of the foam are significantly improved when the amount of 0.1-1.5 wt. and at a surfactant concentration of 0.1-1.5 wt. (3). In addition, they help to reduce the degree of water absorption by the formation rocks, reduce the swelling of clay and provide a deeper penetration of acid into the formation, therefore, increase the efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation.
Полиакриламид способен реагировать с азотной кислотой выделением инертного газа азота, вследствие чего разбухаемость полимера повышается, следовательно, полиакриламид в этом составе способен выполнить еще одну дополнительную функцию тампонировать высокопроницаемые зоны пласта. Как обычно, высокопроницаемые пропластки большинства нефтяных месторождений являются водопроявляющими зонами, которые необходимо изолировать и тампонировать. Polyacrylamide is able to react with nitric acid by the release of an inert nitrogen gas, as a result of which the swelling of the polymer increases, therefore, the polyacrylamide in this composition is able to perform another additional function of plugging highly permeable zones of the formation. As usual, the high-permeability layers of most oil fields are water-developing zones that need to be isolated and tamped.
Рассмотрим частный случай взаимодействия нитрита натрия с замещенными производного гидразина в кислой среде. Схема взаимодействия между ними имеет следующий вид:
RNH-NH2+NaNO2+H+__→ RN3+2H2O+Na+
(12)
2(R-N=N+=N-) __→ R-R+3N
(13) где R углеводородный остаток (алкил, арил) радикал. Азид углеводорода более устойчив, чем азид водорода, их разложение также идет с выделением тепла. Распад азида углеводорода сопровождается сбросом сильно реакционноспособного радикала, который при взаимодействии с другим радикалом образует углеводородное соединение. Например, углеводородным остатком при атоме азота является бутил, тогда конечным продуктом химического взаимодействия будут азот, вода, соль натрия и октан-углеводородный растворитель.Let us consider a particular case of the interaction of sodium nitrite with substituted hydrazine derivatives in an acidic medium. The interaction scheme between them has the following form:
RNH-NH 2 + NaNO 2 + H + __ → RN 3 + 2H 2 O + Na +
(12)
2 (RN = N + = N - ) __ → R-R + 3N
(13) where R is a hydrocarbon residue (alkyl, aryl) radical. Hydrocarbon azide is more stable than hydrogen azide, their decomposition also comes with the release of heat. The decomposition of hydrocarbon azide is accompanied by the release of a highly reactive radical, which, when reacted with another radical, forms a hydrocarbon compound. For example, butyl is the hydrocarbon residue at the nitrogen atom, then nitrogen, water, sodium salt and octane-hydrocarbon solvent will be the final product of the chemical interaction.
Использование в предлагаемом газовыделяющем и пенообразующем составе производных гидразина позволяет получить в качестве конечной продукции:
при N-замещенных гидразина газообразные вещества и углеводородное соединение, хорошие растворители АСПО при содержании в радикале углеродных атомов от 1 до 5;
при N, N'-замещенных, в отличие от N-замещенных, дополнительно спирты или кетоны.Using in the proposed gas-generating and foaming composition of hydrazine derivatives allows to obtain as the final product:
with N-substituted hydrazine, gaseous substances and a hydrocarbon compound, good paraffin solvents when the content of carbon atoms in the radical is from 1 to 5;
when N, N'-substituted, unlike N-substituted, additionally alcohols or ketones.
В скважинах, осложненных отложениями АСПО в подземном оборудовании и в призабойной зоне пласта, предпочтительно применение в предлагаемом составе производных гидразина, так как его растворяющая и удаляющая способность парафинов намного выше и эффективность освоения скважины при этом резко возрастает. In wells complicated by sedimentation deposits in underground equipment and in the bottomhole formation zone, it is preferable to use hydrazine derivatives in the proposed composition, since its dissolving and removing ability of paraffins is much higher and the well development efficiency increases dramatically.
Технология практического применения предлагаемого состава предусматривает несколько способов реализации технологической операции по освоению скважины. The technology for the practical application of the proposed composition provides several ways to implement the technological operation for well development.
Эффективность освоения скважины достигается при соблюдении технологического процесса за счет пеноглинокислотной и термической обработки призабойной зоны пласта: созданием депрессии на пласт, заменой скважинной жидкости с забоя до устья скважины пеной. Процесс газонасыщения скважинной жидкости и образование пены сопровождается выделением большого количества тепловой энергии и процесс химического взаимодействия между компонентами пенообразующего состава протекает на забое скважины, при котором кислые продукты полностью нейтрализуются. Скважину после ввода предлагаемого состава закрывают на реагирование и выдерживают 1,0-1,5 сут, после чего стравливают избыточное давление в нефтесборный коллектор. Неньютоновские свойства пены за счет упругих сил позволяют плавно уменьшить статическое давление столба скважинной жидкости и создать плавный вызов притока флюида из пласта. Efficiency of well development is achieved while observing the technological process due to foam-clay acid and heat treatment of the bottom-hole zone of the formation: by creating depression on the formation, replacing the borehole fluid from the bottom to the wellhead with foam. The process of gas saturation of the well fluid and the formation of foam is accompanied by the release of a large amount of thermal energy and the process of chemical interaction between the components of the foaming composition proceeds at the bottom of the well, in which acidic products are completely neutralized. After entering the proposed composition, the well is closed for response and maintained for 1.0-1.5 days, after which overpressure is vented to the oil reservoir. The non-Newtonian properties of the foam due to elastic forces make it possible to smoothly reduce the static pressure of the wellbore fluid column and create a smooth call for fluid inflow from the formation.
Пена, стабилизированная с полимером, способна вынести при этом на дневную поверхность продукты глинокислотной обработки и частично очистить забой скважины методом флотации. The foam stabilized with the polymer is capable of removing clay products from the surface and partially cleaning the bottom of the well by flotation.
Первый способ. Приготавливают на устье скважины или стационарно водный раствор, содержащий мочевину, нитрит щелочного или щелочно-земельного металла, ПАВ и часть водорастворимого полимерного соединения и доводят его до забоя скважины. Инициатор реакции готовят в виде цилиндрических брикетов, изготовленных из тестообразной смеси, содержащей 5,0-20,0%-ный водный раствор полимера, глинокислоту и дигидрохлорид гидразина. Расчетное количество брикетов последовательно забрасывают вовнутрь насосно-компрессорных труб (НКТ) через сальник-лубрикатор, установленный на устье скважины. Последовательность операций не исключается проводить в обратном направлении. The first way. An aqueous solution containing urea, alkali or alkaline earth metal nitrite, surfactant and part of a water-soluble polymer compound is prepared at the wellhead or stationary, and brought to the bottom of the well. The initiator of the reaction is prepared in the form of cylindrical briquettes made of a pasty mixture containing a 5.0-20.0% aqueous polymer solution, clay acid and hydrazine dihydrochloride. The estimated number of briquettes is successively cast inside the tubing through an oil seal installed at the wellhead. The sequence of operations is not ruled out in the opposite direction.
Второй способ. Вместо водного раствора часть пенообразующего состава, содержащая мочевину, нитрит металла и ПАВ, как и инициатор реакции, готовится в виде брикетов и доводится до забоя скважины, как в первом способе. The second way. Instead of an aqueous solution, a part of the foaming composition containing urea, metal nitrite and surfactant, as well as the initiator of the reaction, is prepared in the form of briquettes and brought to the bottom of the well, as in the first method.
Третий способ. Пенообразующий состав готовят в виде двух тонко-дисперсных водных растворов с плотностью выше 1,00 г/см3
раствор 1 содержит глинокислоту (гидродифторид аммония), дигидрохлорид гидразина, стабилизатор пены (КМЦ или ПАА) и воду;
раствор 2 готовят на основе водного раствора полимера (КМЦ или ПАА) растворением в нем мочевины, нитрита металла и ПАВ.The third way. The foaming composition is prepared in the form of two finely dispersed aqueous solutions with a density above 1.00 g / cm 3
Полученные растворы последовательно с интервалом 1,0-1,5 ч доводят до забоя скважины. Выпадение и продавка растворов до забоя скважины происходит за счет гравитационных сил раствора и за счет продуктов химического взаимодействия между компонентами двух растворов газов и пены. Не исключается возможность использования буферной жидкости (нефти) между растворами. The resulting solutions are successively with an interval of 1.0-1.5 hours adjusted to the bottom of the well. The loss and delivery of solutions before the bottom of the well occurs due to the gravitational forces of the solution and due to the products of chemical interaction between the components of the two solutions of gases and foam. The possibility of using a buffer liquid (oil) between solutions is not excluded.
Предлагаемый пенообразующий состав позволяет освоить добывающие и нагнетательные скважины в процессе их эксплуатации, так и выходящих из бурения или после проведения ремонтно-восстановительных работ. The proposed foaming composition allows you to master production and injection wells in the process of their operation, and those coming out of drilling or after repair and restoration work.
П р и м е р. Пенообразующий состав готовят в виде двух растворов представляющие тонкодисперсные суспензии, и испытывают на лабораторной установке при температуре 20оС. Лабораторную установку модель скважины заполняют на 10-15% ее высоты нефтью с плотностью 0,88 г/см3 или керосином с плотностью, равной 0,80-0,82 г/см3 и последовательно вводят в нее растворы предлагаемого состава.PRI me R. The foaming composition is prepared as two solutions representing fine suspension and tested in a laboratory at a temperature of 20 ° C. A laboratory model of the installation hole is filled to 10-15% of the height of the oil with a density of 0.88 g / cm 3 or kerosene with a density equal to 0.80-0.82 g / cm 3 and sequentially injected into it solutions of the proposed composition.
Раствор 1 содержит в своем составе гидродифторид аммония, дигидрохлорид гидразина, КМЦ и воду.
Раствор 2 готовят растворением в 2,0%-ном водном растворе ПАВ (сульфанол НП-3), мочевины, нитрита натрия и КМЦ.
Стехиометрические соотношения исходных компонентов газовыделяющего состава рассчитывают по уравнению химической реакции (11), где коэффициенты уравнения a и b находят из соотношения концентрации гидродифторида аммония и дигидрохлорида гидразина в растворе. The stoichiometric ratios of the starting components of the gas composition are calculated by the chemical reaction equation (11), where the coefficients of equation a and b are found from the ratio of the concentration of ammonium hydrodifluoride and hydrazine dihydrochloride in solution.
Весовое содержание (в г) и соотношения исходных компонентов (мас.) в этих растворах приведены в табл. 1. В табл. 1 отражены также объемные соотношения растворов 1 и 2 для приготовления пенообразующего состава и результаты лабораторных исследований (кратность пены, изменение температуры смеси). The weight content (in g) and the ratio of the starting components (wt.) In these solutions are given in table. 1. In the table. 1 also reflects the volume ratio of
Граничные условия соотношений исходных компонентов зависят от весового соотношения исходных компонентов, т.е. гидродифторида аммония и дигидрохлорида гидразина, стехиометрических соотношений остальных газовыделяющих компонентов к ним. The boundary conditions of the ratios of the starting components depend on the weight ratio of the starting components, i.e. ammonium hydrodifluoride and hydrazine dihydrochloride, stoichiometric ratios of the remaining gas-emitting components to them.
Инициирование химического взаимодействия между реагентами может сопровождаться только глинокислотой (гидроди- фторид аммония) или только дигидрохлоридом гидразина. При условии, когда содержание одного из инициаторов реакции в исходном составе равно нулю, тогда нижним граничным условием является такое соотношение компонентов в составе, когда концентрация инициатора химической реакции удовлетворительны для получения пены кратностью выше 4,0 при температуре 20оС.The initiation of a chemical interaction between the reagents can be accompanied only by clay acid (ammonium hydrodifluoride) or only hydrazine dihydrochloride. Provided that when the content of one of the reaction initiators in the initial composition is zero, then the lower boundary condition is a ratio of the components in the composition, when the concentration of the chemical reaction initiator to obtain satisfactory froth multiplicity above 4.0 at a temperature of 20 ° C.
Химическая реакция (11) при коэффициентах a 0 или b 0 имеет одно единственное решение для каждого инициатора реакции. Chemical reaction (11) at coefficients a 0 or
В табл. 2 приведены результаты лабораторных испытаний предлагаемого состава, не содержащего одного из инициаторов. Концентрация гидродифторида аммония в составе должна быть более 4,0 мас. а дигидрохлорида гидразина выше 4,5 мас. In the table. 2 shows the results of laboratory tests of the proposed composition that does not contain one of the initiators. The concentration of ammonium hydrodifluoride in the composition should be more than 4.0 wt. and hydrazine dihydrochloride above 4.5 wt.
Составление предлагаемого пенообразующего состава из брикетов, из двух растворов или из раствора и брикетов определяют граничные условия соотношений компонентов (табл. 3). The preparation of the proposed foaming composition from briquettes, from two solutions or from a solution and briquettes determines the boundary conditions of the ratios of the components (table. 3).
Брикеты (стержни) готовятся на основе структурообразующих водорастворимых полимерных соединений типа КМЦ или ПАА с концентрацией 5,0-20,0% в водном растворе. Остальной частью являются инициаторы реакции стержни марки А и другие остальные компоненты стержни Б. Briquettes (rods) are prepared on the basis of structure-forming water-soluble polymer compounds of the CMC or PAA type with a concentration of 5.0-20.0% in an aqueous solution. The rest are reaction initiators, grade A rods and other other components, rods B.
Верхние граничные условия содержания (мас.) в брикетах А инициаторов реакции приведены в табл. 4, в брикетах Б мочевины, нитрита натрия и ПАВ в табл. 5. The upper boundary conditions of the content (wt.) In the briquettes A of the initiators of the reaction are given in table. 4, in briquettes B of urea, sodium nitrite and surfactant in table. 5.
На основании полученных результатов лабораторного испытания предлагаемый состав разрешает использовать его для получения газообразных продуктов азота, углекислого газа и водорода, а при введении в состав пенообразователя (ПАВ) пену. Состав позволяет регулировать кратность и стабильность пены, а также улучшить флотационные свойства пены за счет добавок водорастворимых полимерных соединений. Based on the results of a laboratory test, the proposed composition allows it to be used to obtain gaseous products of nitrogen, carbon dioxide and hydrogen, and when foam is introduced into the composition of the foaming agent (surfactant). The composition allows you to adjust the frequency and stability of the foam, as well as improve the flotation properties of the foam due to the addition of water-soluble polymer compounds.
Приготовление предлагаемого состава в виде цилиндрических брикетов расширяет область его применения, например, для освоения труднодоступных геологоразведочных скважин, получения пеноматериалов. Газонасыщение и образование пены для данного состава происходит с выделением большого количества тепловой энергии, следовательно, состав пригоден для осуществления теплохимической обработки призабойной зоны и повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти, а также для извлечения остаточной нефти но поздней стадии разработки нефтяных месторождений. The preparation of the proposed composition in the form of cylindrical briquettes expands the scope of its application, for example, for the development of hard-to-reach exploration wells, for the production of foams. Gas saturation and the formation of foam for this composition occurs with the release of a large amount of thermal energy, therefore, the composition is suitable for thermochemical processing of the bottomhole zone and increase oil recovery of highly viscous oil, as well as for the extraction of residual oil at a late stage in the development of oil fields.
Глинокислота в этом составе одновременно выполняет функцию инициатора реакции и является реагентом для воздействия на горные породы пласта (глина, карбонаты, песок и т.д.). The clay acid in this composition simultaneously serves as the initiator of the reaction and is a reagent for acting on the rocks of the formation (clay, carbonates, sand, etc.).
Состав, содержащий в качестве полимера полиакриламид, разрешает использовать его для более полного изолирования водопроявляющих зон пласта и изменения профиля приемистости, чем пена. A composition containing polyacrylamide as a polymer allows it to be used to more fully isolate the water-developing zones of the formation and change the injectivity profile than foam.
Использование в составе производных гидразина (N-; N,N'-замещенных позволяет получить в качестве одного из продуктов химического взаимодействия между компонентами углеводородные растворители асфальтосмолопарафиновых веществ. Газообразный продукт взаимодействия водород позволяет использовать предлагаемый состав для восстановления окисленной формы вещества, например для регенерации отработанных гликолей в компрессорных станциях. The use of hydrazine derivatives (N-; N, N'-substituted) in the composition makes it possible to obtain hydrocarbon solvents of asphalt-resin-paraffin substances as one of the products of the chemical interaction between the components. The gaseous hydrogen interaction product allows the proposed composition to be used to restore the oxidized form of the substance, for example, to regenerate spent glycols in compressor stations.
Внедрение предлагаемого состава для процессов интенсификации добычи нефти и газа с помощью пены экономически целесообразен и выгоден по сравнению с другими известными методами. The introduction of the proposed composition for the intensification of oil and gas production using foam is economically feasible and profitable in comparison with other known methods.
В составе вместо нитрита натрия могут быть использованы нитриты других металлов, вместо гидрофторида аммония другие глинокислоты, вместо мочевины ее соли. Процесс образования пены в этих случаях существенно не отличается. Примеры приготовления и использования таких пенообразующих составов принципиально не отличаются, разница состоит лишь в количественных пропорциях взаимодействующих компонентов. In the composition, instead of sodium nitrite, nitrites of other metals can be used, instead of ammonium hydrofluoride, other clay acids, instead of its urea salt. The process of foam formation in these cases is not significantly different. Examples of the preparation and use of such foaming compositions do not fundamentally differ, the difference is only in the quantitative proportions of the interacting components.
Предлагаемые исходные компоненты для получения газовыделяющего и пенообразующего состава дешевы и доступны, не требуют особых условий при перевозке и хранении, промышленностью выпускаются крупнотоннажно и находят широкое применение. The proposed starting components for obtaining a gas-generating and foaming composition are cheap and affordable, do not require special conditions during transportation and storage, are produced by the industry in large tonnages and are widely used.
Claims (2)
Гидразин или его производные 0-37,4
Нитрит щелочного или щелочно-земельного металла 4,6-58,7
Глинокислота 0-24,6
Стабилизатор пены (флотореагент) 0,1-1,5
ПАВ 0,1-1,5
Вода Остальное
2.Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве глинокислоты он содержит гидродифторид аммония, а в качестве стабилизатора пены (флотореагента) водорастворимые полимерные соединения - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или полиакриламид (ПАА).Urea 1.0-13.0
Hydrazine or its derivatives 0-37.4
Alkaline or alkaline earth metal nitrite 4.6-58.7
Clay Acid 0-24.6
Foam stabilizer (flotation reagent) 0.1-1.5
Surfactant 0.1-1.5
Water Else
2. The composition according to claim 1, characterized in that it contains ammonium hydrodifluoride as a clay acid, and water-soluble polymer compounds - carboxymethyl cellulose (CMC) or polyacrylamide (PAA) as a foam stabilizer (flotation reagent).
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU92012335A RU2047642C1 (en) | 1992-12-16 | 1992-12-16 | Gas-exhausting and froth-forming composition for intensification of oil and gas output processes |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU92012335A RU2047642C1 (en) | 1992-12-16 | 1992-12-16 | Gas-exhausting and froth-forming composition for intensification of oil and gas output processes |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU92012335A RU92012335A (en) | 1995-04-20 |
| RU2047642C1 true RU2047642C1 (en) | 1995-11-10 |
Family
ID=20133752
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU92012335A RU2047642C1 (en) | 1992-12-16 | 1992-12-16 | Gas-exhausting and froth-forming composition for intensification of oil and gas output processes |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2047642C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003102108A1 (en) * | 2002-05-31 | 2003-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well fluids |
| US7199083B2 (en) | 2002-12-06 | 2007-04-03 | Self Generating Foam Incoporated | Self-generating foamed drilling fluids |
| US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
-
1992
- 1992-12-16 RU RU92012335A patent/RU2047642C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1035201, кл. E 21B 43/25, 1983. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003102108A1 (en) * | 2002-05-31 | 2003-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well fluids |
| US6715553B2 (en) | 2002-05-31 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well fluids |
| US7156175B2 (en) | 2002-05-31 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well fluids |
| US7199083B2 (en) | 2002-12-06 | 2007-04-03 | Self Generating Foam Incoporated | Self-generating foamed drilling fluids |
| US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1087517A (en) | Starting gas production by injecting nitrogen- generating liquid | |
| US7156175B2 (en) | Methods of generating gas in well fluids | |
| US4219083A (en) | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations | |
| US4267887A (en) | Method for acidizing high temperature subterranean formations | |
| US4239630A (en) | Method for dissolving sulfur deposits rapidly | |
| RU2047642C1 (en) | Gas-exhausting and froth-forming composition for intensification of oil and gas output processes | |
| US3921718A (en) | Method for stimulating well production | |
| GB2582217A (en) | Treatment of subterranean formations | |
| RU2085567C1 (en) | Foam forming composition for developing wells | |
| RU2047640C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| RU2272897C1 (en) | Well development method | |
| RU2047639C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| US20180127637A1 (en) | Methods of enhancing oil recovery | |
| RU2064958C1 (en) | Froth-forming composition for hole development | |
| RU2047641C1 (en) | Froth-forming composition for liquid removal from gas holes | |
| US20220127520A1 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| RU2236575C2 (en) | Method of increasing oil recovery of low-permeation strata | |
| RU2675617C1 (en) | Method of thermal acid treatment of oil and gas plates (options) | |
| RU2034982C1 (en) | Foaming composition for completing wells | |
| RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
| USRE30935E (en) | Method of starting gas production by injecting nitrogen-generating liquid | |
| US20020139531A1 (en) | Method of generating heat and vibration in a subterranean hydrocarbon-bearing formation | |
| RU2087673C1 (en) | Foamed plugging compound | |
| RU2337125C1 (en) | Aerogen composition for water removing and development of gassers, natural gas and oil wells | |
| EP0014267B1 (en) | Process for treating a well for starting hydrocarbon fluid production by injecting nitrogen-generating liquid |