RU2224884C2 - Method for exerting thermochemical influence upon layer extraction area - Google Patents
Method for exerting thermochemical influence upon layer extraction area Download PDFInfo
- Publication number
- RU2224884C2 RU2224884C2 RU2002100302/03A RU2002100302A RU2224884C2 RU 2224884 C2 RU2224884 C2 RU 2224884C2 RU 2002100302/03 A RU2002100302/03 A RU 2002100302/03A RU 2002100302 A RU2002100302 A RU 2002100302A RU 2224884 C2 RU2224884 C2 RU 2224884C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- compound
- water
- composition
- extraction area
- thermochemical
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 7
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 3
- KBJMLQFLOWQJNF-UHFFFAOYSA-N nickel(ii) nitrate Chemical compound [Ni+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O KBJMLQFLOWQJNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims 1
- VKTCBNAFMHPHOM-UHFFFAOYSA-N sodium nitrous acid nitrate Chemical compound [N+](=O)([O-])[O-].N(=O)O.[Na+] VKTCBNAFMHPHOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract 2
- RGWFVSXWMICAPQ-UHFFFAOYSA-M [Na+].ON=O.[O-]N=O Chemical compound [Na+].ON=O.[O-]N=O RGWFVSXWMICAPQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 229940095054 ammoniac Drugs 0.000 abstract 1
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 abstract 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 abstract 1
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Inorganic materials [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Inorganic materials [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 2
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- ZAOCWQZQPKGTRN-UHFFFAOYSA-N nitrous acid;sodium Chemical compound [Na].ON=O ZAOCWQZQPKGTRN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N nitrous oxide Inorganic materials [O-][N+]#N GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- -1 salt acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Description
Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к процессам термохимического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с целью ликвидации кольматации порового пространства асфальтосмолистыми и парафиновыми отложениями (АСПО).The method relates to the oil and gas industry, in particular to the processes of thermochemical treatment of the bottom-hole formation zone (PZP) of oil, gas and gas condensate wells with the goal of eliminating the clogging of the pore space with tar and paraffin deposits (paraffin deposits).
Известен способ высокоэнергетического термохимического воздействия на ПЗП [1], заключающийся в последовательной доставке на забой скважины гранулированного металлического магния и соляной кислоты. Такая система достаточно технологична. Реализуется с помощью оборудования, используемого на промысле для ремонта скважин. Положительными сторонами данной технологии являются:A known method of high-energy thermochemical effects on the bottomhole zone [1], which consists in the sequential delivery to the bottom of the well of granular metallic magnesium and hydrochloric acid. Such a system is quite technologically advanced. It is implemented using equipment used in the field for well repair. The positive aspects of this technology are:
- отсутствие теплопотерь в стволе скважины, которые характерны для методов, основанных на нагнетании теплоносителей с поверхности;- the absence of heat loss in the wellbore, which are typical for methods based on the injection of coolants from the surface;
- неограниченная глубина воздействия;- unlimited depth of exposure;
- возможность регулирования суммарного количества тепла с помощью объемов и концентраций реагирующих веществ.- the ability to control the total amount of heat using volumes and concentrations of reacting substances.
Недостатком этой технологии является необходимость предварительного разрыва пласта и использования инертных носителей или специальных контейнеров для доставки гранулированного металлического магния на забой скважины.The disadvantage of this technology is the need for preliminary fracturing and the use of inert carriers or special containers for the delivery of granular metallic magnesium to the bottom of the well.
Наиболее близким аналогом является способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта, закольматированного АСПО, при котором последовательно закачивают на забой скважины два состава, представляющих собой горюче-окислительную систему, в которой первый состав содержит аммиачную селитру и воду, а второй - азотистокислый натрий и воду [2].The closest analogue is the method of thermochemical treatment of the bottom-hole zone of a reservoir, which is sedimented with paraffin deposits, in which two compounds are sequentially pumped to the bottom of the well, which are a fuel-oxidative system in which the first composition contains ammonium nitrate and water, and the second contains nitrous acid sodium and water [ 2].
Способы термохимческого воздействия на продуктивный пласт [1] и [2] не позволяют достичь высоких температур, необходимых для превращения кольматирующих АСПО в более легкие углеводороды, а тем более их выгорания. Кроме этого, способ [2] не может обеспечить высокие температуры и давление.The methods of thermochemical impact on the productive formation [1] and [2] do not allow reaching the high temperatures necessary for the conversion of clogging paraffin deposits to lighter hydrocarbons, and even more so their burnout. In addition, the method [2] cannot provide high temperatures and pressures.
Целью предлагаемого способа термохимического воздействия на ПЗП является создание двухкомпонентной системы (оба компонента являются жидкостями или суспензиями в зависимости от требований обработки ПЗП), последовательная закачка которой на забой скважины приводит к взаимодействию компонентов непосредственно в интервале перфорации с выделением значительного количества тепла и большого объема реакционных газов - продуктов реакции, с обеспечением повышения эффективности воздействия на ПЗП.The purpose of the proposed method of thermochemical effects on the bottomhole formation zone is to create a two-component system (both components are liquids or suspensions depending on the requirements of the bottomhole treatment zone), the sequential injection of which into the bottom of the well leads to the interaction of the components directly in the perforation interval with the release of a significant amount of heat and a large volume of reaction gases - reaction products, with the provision of increasing the effectiveness of the impact on the PPP.
Поставленная цель достигается тем, что в способе термохимического воздействия на призабойную зону пласта, закольматированного АСПО, при котором последовательно закачивают на забой скважины два состава, представляющие собой горюче-окислительную систему, в которой первый состав содержит аммиачную селитру и воду, а второй – соль азотистой кислоты - азотистокислый натрий и воду, первый состав дополнительно содержит карбамид и катализатор - азотнокислый никель - при следующем соотношении компонентов, %: аммиачная селитра 15-65, карбамид 2-18, азотнокислый никель 0,0005-0,05, вода остальное, а второй состав содержит указанную соль 15-65%, второй состав закачивают в объеме, в 1,5-4 раза меньшем, чем первый. Второй состав может содержать дополнительно 0,0005-0,005% ингибитора коррозии - альдегидоспиртов.This goal is achieved by the fact that in the method of thermochemical treatment of the bottom-hole zone of the formation, colded by an ARPD, in which two compounds are sequentially pumped to the bottom of the well, which are a fuel-oxidative system in which the first composition contains ammonium nitrate and water, and the second contains a nitrous salt acids - sodium nitrate and water, the first composition additionally contains urea and a catalyst - nickel nitrate - in the following ratio of components,%: ammonium nitrate 15-65, urea 2-18, az tnokisly nickel 0.0005-0.05, remainder water, and a second composition comprising said salt 15-65%, the second composition is injected in a volume 1.5-4 times smaller than the first. The second composition may additionally contain 0.0005-0.005% corrosion inhibitor - aldehyde alcohols.
В зависимости от соотношения указанных компонентов регулируются скорость и направление химической реакции между первым и вторым составами, достигая тем самым температуры до 700 – 9000 С и давления до 0,8 МПа. При этом создаются условия ликвидации АСПО любой плотности. Высокое давление реакционных газов обеспечивает дополнительное трещинообразование и проницаемость продуктивного пласта и восстановление дебита скважины.Depending on the ratio of these components, the speed and direction of the chemical reaction between the first and second compositions are regulated, thereby reaching temperatures up to 700 - 900 0 С and pressure up to 0.8 MPa. In this case, the conditions for the elimination of paraffin deposits of any density are created. The high pressure of the reaction gases provides additional fracturing and permeability of the reservoir and restoration of well production.
Способ осуществляют следующим образом. На забой скважины, закольматированный АСПО, закачивают первый раствор, содержащий, мас.%: аммиачную селитру 15, карбамид 10, азотнокислый никель 0,005, воду остальное, второй состав, содержащий азотистокислый натрий 35 мас.% и воду остальное. Первый состав нагнетается в объеме, который позволяет заполнить зумпф скважины и половину интервала перфорации. Плотность состава может достигать 1,45 г/см3. Второй состав нагнетается в объеме, в 2 раза меньшем, чем первый. Плотность составов позволяет вытеснить воду (при ее наличии) из зумпфа и интервала перфорации скважины.The method is as follows. The first solution containing, wt.%: Ammonium nitrate 15, urea 10, nickel nitrate 0.005, the rest water, the second composition containing sodium nitrate 35 wt.% And the rest water, is pumped to the bottom of the well, which is sedimented with ASPA. The first composition is injected in a volume that allows filling the sump of the well and half the perforation interval. The density of the composition can reach 1.45 g / cm 3 . The second composition is pumped in a volume 2 times smaller than the first. The density of the compositions allows you to displace water (if any) from the sump and the interval of perforation of the well.
Источники информацииSources of information
1. Патент США №4615391, МКИ3 Е 21 В 21.02.1986.1. US patent No. 4615391, MKI 3 E 21 02/21/1986.
2. Патент США №4482016, Е 21 В 43/27, 17.11.1983, 10 с.2. US patent No. 4482016, E 21 In 43/27, 11/17/1983, 10 S.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002100302/03A RU2224884C2 (en) | 2002-01-14 | 2002-01-14 | Method for exerting thermochemical influence upon layer extraction area |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002100302/03A RU2224884C2 (en) | 2002-01-14 | 2002-01-14 | Method for exerting thermochemical influence upon layer extraction area |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002100302A RU2002100302A (en) | 2003-09-20 |
| RU2224884C2 true RU2224884C2 (en) | 2004-02-27 |
Family
ID=32172235
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002100302/03A RU2224884C2 (en) | 2002-01-14 | 2002-01-14 | Method for exerting thermochemical influence upon layer extraction area |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2224884C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2363837C2 (en) * | 2007-09-05 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method and installation for thermo-gas-chemical treatment of oil reservoir and completion of production and pressure wells |
| RU2395679C1 (en) * | 2008-10-29 | 2010-07-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for development of hard-to-recover carbohydrates |
| RU2587203C1 (en) * | 2015-04-07 | 2016-06-20 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Method for thermochemical treatment of bottomhole formation zone |
| CN113462371A (en) * | 2021-08-11 | 2021-10-01 | 北京国海能源技术研究院 | Hot acid drainage-assisted deblocking agent for low-pressure shallow oil well and application method thereof |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2361074C2 (en) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4482016A (en) * | 1983-11-17 | 1984-11-13 | Shell Oil Company | Acidizing with chemically heated weak acid |
| RU2146725C1 (en) * | 1998-03-06 | 2000-03-20 | Институт химии нефти СО РАН | Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment |
-
2002
- 2002-01-14 RU RU2002100302/03A patent/RU2224884C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4482016A (en) * | 1983-11-17 | 1984-11-13 | Shell Oil Company | Acidizing with chemically heated weak acid |
| RU2146725C1 (en) * | 1998-03-06 | 2000-03-20 | Институт химии нефти СО РАН | Composition for removal of asphaltenes, tars, and paraffins form oil- field equipment |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2363837C2 (en) * | 2007-09-05 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method and installation for thermo-gas-chemical treatment of oil reservoir and completion of production and pressure wells |
| RU2395679C1 (en) * | 2008-10-29 | 2010-07-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for development of hard-to-recover carbohydrates |
| RU2587203C1 (en) * | 2015-04-07 | 2016-06-20 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Method for thermochemical treatment of bottomhole formation zone |
| CN113462371A (en) * | 2021-08-11 | 2021-10-01 | 北京国海能源技术研究院 | Hot acid drainage-assisted deblocking agent for low-pressure shallow oil well and application method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2126084C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed | |
| EP0834541B1 (en) | Method of decomposing gas hydrates | |
| US3530937A (en) | Method for water flooding heterogeneous petroleum reservoirs | |
| CN1102953C (en) | Chemically induced stimulations of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions | |
| RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
| CA2744556A1 (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| EA001524B1 (en) | Chemically induced stimulation of cleat formations in a subterranien coal formation | |
| RU2224884C2 (en) | Method for exerting thermochemical influence upon layer extraction area | |
| RU2102589C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottom-hole zone of bed and well | |
| CN103806885A (en) | Stratum chemical heat production deep blockage removing method of injection and production system | |
| US6488086B1 (en) | Method of thermochemical treatment of a producing formation and combustible-oxidizing compound (COC) for realizing the same | |
| RU2224103C1 (en) | Device and method for thermochemical treatment of a productive layer | |
| RU2349743C1 (en) | Method of extraction of high viscosity oil from carbonate collectors | |
| CA2041586C (en) | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release composition | |
| RU2440490C2 (en) | Development method of bottom-hole formation zone | |
| RU2117756C1 (en) | Method for recovering low-gravity oil | |
| RU2117755C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed | |
| RU2105875C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well bed | |
| SU1739014A1 (en) | Method for thermal and chemical treatment of reservoir | |
| RU2070283C1 (en) | Method for thermochemical treatment of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2233976C1 (en) | Method for thermochemical treatment of productive bed | |
| RU2812385C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2124627C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2812983C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2812996C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100115 |