RU2587203C1 - Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2587203C1 RU2587203C1 RU2015112771/03A RU2015112771A RU2587203C1 RU 2587203 C1 RU2587203 C1 RU 2587203C1 RU 2015112771/03 A RU2015112771/03 A RU 2015112771/03A RU 2015112771 A RU2015112771 A RU 2015112771A RU 2587203 C1 RU2587203 C1 RU 2587203C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- reaction
- sodium nitrite
- citric acid
- solutions
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 16
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 71
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 35
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 32
- 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 16
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 69
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 15
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 8
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 21
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 7
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 abstract 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 abstract 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 14
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 13
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 12
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 11
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 10
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 4-(3,5-dimethylphenyl)-1,3-thiazol-2-amine Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C=2N=C(N)SC=2)=C1 MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical class NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 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 description 3
- -1 nitrogen compound acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical class ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000007979 citrate buffer Substances 0.000 description 2
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- QHDUJTCUPWHNPK-UHFFFAOYSA-N methyl 7-methoxy-2h-indazole-3-carboxylate Chemical compound COC1=CC=CC2=C(C(=O)OC)NN=C21 QHDUJTCUPWHNPK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GEHMBYLTCISYNY-UHFFFAOYSA-N Ammonium sulfamate Chemical compound [NH4+].NS([O-])(=O)=O GEHMBYLTCISYNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910019093 NaOCl Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M [(1s,2s)-2-amino-1,2-diphenylethyl]-(4-methylphenyl)sulfonylazanide;chlororuthenium(1+);1-methyl-4-propan-2-ylbenzene Chemical compound [Ru+]Cl.CC(C)C1=CC=C(C)C=C1.C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)[N-][C@@H](C=1C=CC=CC=1)[C@@H](N)C1=CC=CC=C1 AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N ammonium nitrite Chemical compound [NH4+].[O-]N=O CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 150000002443 hydroxylamines Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000004304 potassium nitrite Substances 0.000 description 1
- 235000010289 potassium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 238000006479 redox reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта включает закачку на забой скважины двух водных растворов. Первый раствор содержит, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 48-54; кислота лимонная C6H8O7 2,9-3,4; карбонат натрия Na2CO3 2,3-3,0; вода пресная - остальное. Второй раствор содержит, мас.%: нитрит натрия NaNO2 40-45; вода пресная - остальное. Закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. 4 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки добывающих и нагнетательных скважин. Техническим результатом является прогрев призабойной зоны пласта, удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) со стенок скважины и внутрискважинного оборудования, улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны за счет выделения большого количества тепла в ходе химической реакции. Химическая реакция протекает без образования труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, а используемые компоненты вступают в реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).
Известен способ термохимической обработки ПЗП, в основе которого лежит химическая реакция, протекающая между нитритом натрия NaNO2 и хлоридом аммония NH4Cl (1) (патент US №5183581 А, опубл. 02.02.1993). Реагенты закачивают в скважину в виде двух эмульсий обратного типа, дисперсионная среда которых представлена органическим растворителем. Дисперсная фаза первой эмульсии состоит из насыщенного раствора хлорида аммония NH4Cl (концентрация 2,0-6,0 М) с добавлением 96% уксусной кислоты СН3СООН. Дисперсная фаза второй эмульсии состоит из насыщенного раствора нитрита натрия NaNO2 (концентрация 5,0-9,0 М).
Способ термохимической обработки ПЗП заключается в одновременной закачке обеих эмульсий в скважину.
Недостатком данного способа является то, что при использовании концентрированной уксусной кислоты СН3СООН окислительно-восстановительная реакция между нитритом натрия и хлоридом аммония идет с выделением диоксида азота NO2 (бурого газа), под действием которого происходит коррозия внутрискважинного оборудования и эксплуатационной колонны. Выделение диоксида азота в скважине может привести к отравлению рабочего персонала при реализации технологии освоения скважин.
Известен термохимический состав (патент РФ №2165011, кл. Е21В 43/24, Е21В 43/27, опубл. 10.04.2001), содержащий нитрит натрия NaNO2, карбамид (NH2)2CO и соляную кислоту HCl. Экзотермическая реакции между нитритом натрия, карбамидом и соляной кислотой протекает по уравнению (2).
Способ термохимической обработки ПЗП заключается в закачке насыщенных водных растворов карбамида CO(NH2)2, нитрита натрия NaNO2 и концентрированной соляной кислоты HCl. Реагенты закачивают в скважину в виде двух концентрированных, 65-70% кинетически и агрегативно устойчивых эмульсий обратного типа, где дисперсная фаза одной эмульсии состоит из смеси насыщенных водных растворов карбамида и нитрита натрия плотностью 1250 кг/м3, а другая в качестве дисперсной фазы содержит концентрированную 31% соляную кислоту плотностью 1190 кг/м3.
Недостатком данного способа является то, что концентрированная соляная кислота вызывает коррозию оборудования, а при взаимодействии соляной кислоты с нитритом натрия будет выделяться диоксид азота NO2, который также вызывает коррозию металлов. Кроме того, температурный эффект реакции в сильной степени зависит от концентрации кислоты. При использовании разбавленной соляной кислоты HCl (С≤20%), температурный эффект заметно снижается.
Известен способ обработки призабойной зоны добывающих скважин (патент РФ №2373385, кл. Е21В 43/25, опубл. 20.11.2009 г.), по компонентному составу газогенерирующей системы аналогичный патенту РФ №2165011. Отличие заключается в том, что в скважину закачиваются концентрированные водные растворы нитрита натрия NaNO2, карбамида (NH2)2CO и сульфаминовой кислоты NH2SO3H (3) совместно с ПАВ и декольматирующими реагентами (ПАВ, кислота или органический растворитель).
Обработку скважины осуществляют путем закачки и последующей продавки в пласт водных растворов указанных реагентов.
Преимуществом этого способа является большой тепловой эффект реакции - 1474 кДж/моль. Недостатком является то, что взаимодействие концентрированной сульфаминовой кислоты NH2SO3H с нитритом натрия NaNO2 сопровождается выделением диоксида азота NO2.
Известен термохимический состав (авторское свидетельство СССР №1739014 А1, кл. Е21В 43/24, Е21В 43/27, опубл. Бюл. N21, 07.06.1992 г.), основанный на протекании экзотермической реакции непосредственно в призабойной зоне скважины между комплексным соединением азотной кислоты [CO(NH2)2·HNO3] и нитритом натрия NaNO2 (4). Комплексное соединение азотной кислоты и карбамида (азотнокислый карбамид) получают смешением на поверхности концентрированной азотной кислоты (60%) и насыщенного раствора карбамида (5).
В зависимости от геологических условий предлагаемый способ термохимической обработки ПЗП реализуется по двум технологическим схемам. В скважинах с низкой приемистостью (ориентировочно до 50 м3/ч) способ осуществляется параллельной закачкой суспензии азотнокислого карбамида и раствора нитрита натрия через затрубное пространство и НКТ. В скважинах с высокой приемистостью способ реализуют последовательной закачкой сначала суспензии азотнокислого карбамида, затем раствора нитрита натрия.
Недостатками данного способа является следующее.
1) Применение концентрированной азотной кислоты, что требует применения специального оборудования и средств защиты.
2) При взаимодействии комплексного соединения азотной кислоты [CO(NH2)2·HNO3] с нитритом натрия NaNO2 выделяется диоксид азота NO2.
Известен способ термохимической обработки пласта (авторское свидетельство SU №1816854 А1, кл. Е21В 43/27, опубл. Бюл. №19, 23.05.1993 г.), основанный на взаимодействии минеральных солей гидразина или гидроксиламина (хлориды, нитраты, сульфаты) с нитритом натрия NaNO2 (6, 7) или калия KNO2.
Указанные реагенты закачивают совместно в виде суспензии в углеводородной жидкости. При контакте суспензии реагентов на забое скважины или в пласте с водой происходит переход реагентов из углеводородной фазы в водную фазу, где они растворяются и вступают в экзотермическую реакцию.
Недостатками данного способа является следующее.
1) Взрывоопасность и токсичность солей гидразина и гидроксиламина, а также их высокая стоимость.
2) Термохимическая реакция минеральных солей гидразина или гидроксиламина с нитритом натрия или калия не поддается регулированию, поскольку процессы перехода и растворения кристаллических солей данных веществ из углеводородной фазы в воду растянуты во времени и зависят от наличия на забое скважины и в пласте воды и эффективности смешения углеводородной дисперсии реагентов с водной фазой.
Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) из нефтепромыслового оборудования, трубопроводов и резервуаров (патент РФ №2215866, кл. Е21В 37/06, опубл. 10.11.2003 г.). Водные растворы состава имеют следующее соотношение компонентов, мас. %:
Раствор А - сульфаминовая кислота NH2SO3H (3-30 мас.%), технический водный аммиак NH4OH (18-70 мас.%), остальное - Н2О.
Раствор Б - гипохлорит натрия NaOCl (7-20 мас. %), остальное - Н2О.
В заявляемом составе избыток аммиака нейтрализует сульфаминовую кислоту (8) и переводит рН раствора из кислой в щелочную среду. Гипохлорит натрия взаимодействует с сульфаминовой кислотой, нейтрализованной аммиаком (сульфамат аммония NH2SO3NH4) (9), а также с избытком аммиака (10), в результате чего выделяется большое количество тепла.
Преимуществом способа является большой тепловой эффект реакции - 1700 кДж/моль.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта (патент РФ №2224884, кл. Е21В 43/25, Е21В 37/06, опубл. 27.02.2004 г.). Технология заключается в последовательном закачивании на забой скважины двух составов, представляющих собой горюче-окислительную систему, в которой первый состав содержит: аммиачную селитру NH4NO3 (15-65%), карбамид CO(NH2)2 (2-18%), азотнокислый никель Ni(NO3)2 (0,0005-0,05%), остальное - вода. Второй состав содержит нитрит натрия NaNO2 (15-65%), остальное - вода.
Недостатком способа-прототипа является то, что интенсивное протекание реакции между нитритом натрия, карбамидом и нитратом аммония, сопровождающееся выделением тепла, начинается при разогреве реакционной порядка 60°С, поэтому использование такой технологии для скважин с пластовой температурой ниже 60°С не представляется возможным.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании способа термохимической обработки призабойной зоны пласта, позволяющего эффективно удалять АСПО за счет выделения большого количества тепла, без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, причем используемые компоненты должны вступать между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).
Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку на забой скважины двух водных растворов, первый из которых содержит нитрат аммония, а второй - нитрит натрия, отличается тем, что первый раствор содержит дополнительно кислоту лимонную и карбонат натрия при соотношении компонентов, мас.%:
| Нитрат аммония NH4NO3 | 48-54 |
| Кислота лимонная C6H8O7 | 2,9-3,4 |
| Карбонат натрия Na2CO3 | 2,3-3,0 |
| Вода пресная | остальное |
а второй раствор содержит, мас.%:
| Нитрит натрия NaNO2 | 40-45 |
| Вода пресная | остальное |
причем закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой.
Целесообразно использование насыщенных растворов NaNO2 и NH4NO3, так как в более разбавленных растворах с увеличением доли воды в растворе, уменьшается температурный эффект (т.е. уменьшается прирост температуры за счет снижения концентрации реагирующих веществ).
Реакция между NaNO2 и NH4NO3, стехиометрическое взаимодействие которых упомянуто выше, протекает по уравнению (11):
Температурный барьер начала протекания реакции (11) имеет величину порядка 73°C. Для достижения этой температуры авторы использовали тепловой эффект параллельно протекающей реакции взаимодействия нитрита натрия с кислотой (12). В качестве кислоты было предложено использовать лимонную кислоту C6H8O7.
Реакция между NaNO2 и лимонной кислотой C6H8O7, стехиометрическое взаимодействие которых также упомянуто выше, обеспечивает температуру начала протекания реакции (11).
Выделение диоксида азота NO2, образующегося при взаимодействии кислоты и нитрита натрия NaNO2 (при рН раствора ≤4,0) удалось избежать путем дополнительного введения карбоната натрия Na2CO3 в раствор NH4NO3. Дополнительно введенный в состав карбонат натрия Na2CO3 образует с лимонной кислотой C6H8O7 цитратный буферный раствор. Изменением концентрации лимонной кислоты и количества цитрата натрия Na3C6H5O7 можно получить растворы с различным рН.
В результате экспериментов удалось найти оптимальное соотношение реагентов, при котором наблюдается максимальный температурный эффект реакционной массы, все продукты реакции хорошо растворимы в воде, отсутствует выделение вызывающих коррозию газов.
Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта заключается в последовательной или параллельной закачке в призабойную зону пласта нитрата аммония (NH4NO3), лимонной кислоты (C6H8O7), нитрита натрия (NaNO2) и карбоната натрия (Na2CO3) в виде двух концентрированных, насыщенных водных растворов, один из которых содержит нитрат аммония, лимонную кислоту и карбонат натрия (раствор №1 или Компонент А), другой содержит нитрит натрия (раствор №2 или Компонент Б), при следующем соотношении: 
При смешивании на забое скважины данных растворов они реагируют с выделением большого количества теплоты и газообразных продуктов реакции.
ОПИСАНИЕ ЛАБОРАТОРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНОВ
Для проведения эксперимента были взяты следующие реактивы: нитрит натрия (NaNO2) технический, нитрат аммония (NH4NO3) технический, лимонная кислота (C6H8O7) квалификации "ч" (чистая), карбонат натрия (сода кальцинированная, Na2CO3), вода дистиллированная.
В основе технического решения, как указано выше, лежит реакция, протекающая между насыщенными растворами NaNO2 и NH4NO3 (11).
Реакция (11) начинается при температуре выше 70°C и протекает с выделением газообразного азота, выделяющегося при разложении неустойчивого промежуточного продукта реакции - нитрита аммония ((NH4)NO2), разлагающегося в воде при 60-70°C (13) [1].
Температурный барьер начала протекания реакции (11) определен экспериментальным методом путем смешивания насыщенных растворов NaNO2 и NH4NO3, термостатированных при различных температурах.
Исходя из растворимости нитрита натрия (NaNO2) - 83 г при 20°C в 100 г воды [2], нитрата аммония (NH4NO3) - 192 г при 20°C в 100 г воды [3], были приготовлены растворы, насыщенные этими солями. В 30 мл воды растворили 40,5 г NH4NO3, в 42 мл воды растворили 35 г NaNO2. Получилось 54 мл раствора NaNO2 (плотность ρ=1,345 г/мл) и 58 мл раствора NH4NO3 (плотность ρ=1,265 г/мл). Авторы использовали именно насыщенные растворы NaNO2 и NH4NO3, так как в более разбавленных растворах с увеличением доли воды в растворе, уменьшается температурный эффект (т.е. уменьшается прирост температуры за счет снижения концентрации реагирующих веществ). Результаты, представляющие практический интерес, получаются при общем содержании в реагирующих растворах воды 48,4-54,4% (таблица 1 ниже в разделе «Лабораторные эксперименты», фиг. 1 - зависимость максимальной температуры (Tmax, °C) реагирующих растворов №1 и №2 от общего содержания воды (Н2О, %)).
Чтобы инициировать протекание реакции (11), необходимо разогреть реакционную массу до Т=73°C. Для достижения этой температуры авторы использовали тепловой эффект указанной выше параллельно протекающей реакции взаимодействия нитрита натрия с кислотой (12). В качестве кислоты использовали лимонную кислоту C6H8O7.
Количество лимонной кислоты подбиралось экспериментальным путем, таким образом, чтобы в результате взаимодействия ее с нитритом натрия выделилось достаточное количество тепла для поднятия температуры в объеме реагирующих растворов выше 70°C.
Выделение диоксида азота NO2, образующегося при взаимодействии кислоты и NaNO2 (при рН раствора ≤4,0), удалось избежать путем дополнительного введения карбоната натрия Na2CO3 в раствор нитрата аммония.
Экспериментально было установлено, что при рН>4 диоксид азота NO2 не образуется.
Дополнительно введенный в состав карбонат натрия Na2CO3 образует с лимонной кислотой C6H8O7 цитратный буферный раствор (регулятор рН*). (*Коцентрация ионов водорода (рН) в растворе лимонной кислоты зависит от ее концентрации и степени диссоциации. Степень диссоциации C6H8O7 в растворе понизится, если добавить к раствору соль этой кислоты - цитрат натрия Na3C6H5O7. Чем выше концентрация соли, тем меньше рН. Таким образом, изменением концентрации лимонной кислоты и количества цитрата натрия Na3C6H5O7 (образуется при добавлении к раствору лимонной кислоты карбоната натрия) можно получить растворы с различным рН). Результаты, представляющие практический интерес, получаются при значении рН=4,1-4,5 (таблица 2 ниже в разделе «Лабораторные эксперименты»).
ЛАБОРАТОРНЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТЫ
Лабораторный эксперимент №1.
Приготовлены растворы:
Раствор №1 (47 мл) - (32 г NH4NO3 + 2,0 г C6H8O7 + 0,4 г Na2CO3 + 24,8 мл H2O)
Раствор №2 (46 мл) - (28,4 г NaNO2 + 34 мл H2O)
Растворы смешивались в соотношении: 9,4 мл раствора №1 + 9,2 мл раствора №2 + N мл H2O, максимальное значение температуры фиксировалось ртутным лабораторным термометром. Результаты, представляющие практический интерес, получаются при общем содержании в реагирующих растворах воды от 48,4% до 54,4% (опыты №№1-5, таблица 1), причем максимальная температура разогрева реакционной смеси составляет от 93°C в опыте с содержанием воды 54,4% до 104°C в опыте с содержанием воды 48,4%. Соответственно максимальная температура разогрева реакционной массы от 93°C обеспечивается содержанием NH4NO3 в первом растворе от 48 мас.% до 54 мас.% и NaNO2 во втором растворе от 40 мас.% до 45 мас.% (округлено до целых единиц процентов).
Лабораторный эксперимент №2.
Приготовлены растворы:
Раствор №1′ - (32 г NH4NO3 + 2 г C6H8O7 + 25 мл H2O)
Раствор №1″ - (2,0 г Na2CO3 + 10 мл H2O)
Раствор №2 - (28 г NaNO2 + 34 мл H2O)
В раствор №1′ при непрерывном перемешивании магнитной мешалкой, из бюретки добавлялся раствор №1″. Значения рН раствора №1′ измерялись стеклянным электродом. При значении рН=1,9-3,9 в растворе №1′ взаимодействие его с раствором №2 сопровождалось выделением NO2 (таблица 2, опыты №№1-7). Результаты, представляющие практический интерес, получаются при значении рН=4,1-4,5 (таблица 2, опыты №№8-9); в этом диапазоне рН наблюдается интенсивное протекание реакции без выделения NO2. При дальнейшем повышении рН скорость реакции значительно уменьшается и при рН>5 наблюдается лишь слабое газовыделение без существенного разогрева реакционной массы (таблица 2, опыты №№10-11).
Таким образом, с учетом установленного в лабораторном эксперименте №1 диапазона разбавления реагирующих растворов (таблица 1), оптимальное содержание лимонной кислоты лежит в диапазоне от 2,9 мас.% (в растворе с содержанием H2O 48 мас.%) до 3,4 мас.% (в растворе с содержанием H2O 41 мас.%), оптимальное содержание карбоната натрия лежит в диапазоне от 2,3 мас.% (минимальное его содержание в растворе NH4NO3 с содержанием H2O 48 мас.%) до 3,0 мас.% (максимальное его содержание в растворе NH4NO3 с содержанием H2O 41 мас.%).
Лабораторный эксперимент №3.
Для определения эффективности состава на поверхность стальной пластины площадью 10 см2 равномерным слоем нанесли 2 г АСПО с температурой плавления 50-70°С поместили ее в стеклянный цилиндр. Затем в него внесли раствор №1 (NH4NO3 47,6%, C6H8O7 2,9%, Na2CO3 2,3%, H2O 47,2%) и №2 (NaNO2 40,3%, H2O 59,7%) в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие реагентов. В ходе реакции (в течение 5-10 мин) происходила очистка стальной пластины от АСПО. После завершения реакции взвешивали пластину для определения массы оставшегося АСПО. Результаты эффективности удаления АСПО представлены в таблице 3.
Из таблицы 3 можно сделать вывод: для эффективного удаления АСПО на 1 м2 загрязненной поверхности требуется 0,8 л термохимического состава, получаемого при смешении растворов №1 и №2 (опыты №№1-3 проведены при атмосферных условиях).
Лабораторный эксперимент №4 - по прототипу.
Приготовлены растворы:
Раствор №1 - в мас.%: NH4NO3 48,7%, CO(NH2)2 13,3%, Ni(NO3)2 0,03%, H2O 38%.
Раствор №2 - в мас.%: NaNO2 45,5%, H2O 54,5%.
Массы реагентов рассчитаны исходя из стехиометрических соотношений уравнений реакций взаимодействия нитрита натрия NaNO2 с нитратом аммония NH4NO3 и карбамидом CO(NH2)2. Растворы приготовлены с учетом растворимости компонентов в 100 г воды при 20°C.
Раствор №1, взятый в объеме 1,3 мл, и раствор №2, взятый в объеме 2 мл, термостатировались при различных температурах, затем смешивались. Визуально наблюдалось протекание реакции между растворами (газовыделение), максимальное значение температуры в ходе реакции фиксировалось ртутным лабораторным термометром (таблица 4).
Таким образом, из экспериментальных данных можно сделать заключение, что при указанном в патенте-прототипе соотношении реагентов в смешиваемых растворах, даже после термостатирования до 80°C, реакция между ними протекает без существенного разогрева реакционной массы, а дополнительное введение нитрата никеля Ni(NO3)2 (таблица 4, опыт №5 - прототип), действительно, увеличивает скорость реакции и температурный эффект; но и при введении нитрата никеля необходимо предварительное термостатирование смешиваемых растворов.
В отличие от прототипа, предлагаемый способ обеспечивает вступление реагентов в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа - лабораторные эксперименты №№1, 2, 3); соответственно, обеспечивается термохимическая обработка призабойных зон скважин с более низкой пластовой температурой, в том числе, ниже 60°C. Эффективное удаление АСПО происходит за счет выделения большого количества тепла, без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Лидин Р.А., Андреева Л.Л., Молочко В.А. Реакции неорганических веществ: справочник / 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Дрофа, 2007.
2. Рабинович В.А., Хавин В.Я. Краткий химический справочник / 3-е изд. перераб. и доп. - Л.: Химия, 1991.
3. Лидин Р.А., Андреева Л.Л., Молочко В.А. Константы неорганических веществ: справочник / 3-е изд., стереотип. - М.: Дрофа, 2008.
Claims (1)
- Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку на забой скважины двух водных растворов, первый из которых содержит нитрат аммония, а второй - нитрит натрия, отличающийся тем, что первый раствор содержит дополнительно кислоту лимонную и карбонат натрия при соотношении компонентов, мас.%:
Нитрат аммония NH4NO3 48-54 Кислота лимонная C6H8O7 2,9-3,4 Карбонат натрия Na2CO3 2,3-3,0 Вода пресная остальное
а второй раствор содержит, мас.%:
Нитрит натрия NaNO2 40-45 Вода пресная остальное
причем закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015112771/03A RU2587203C1 (ru) | 2015-04-07 | 2015-04-07 | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015112771/03A RU2587203C1 (ru) | 2015-04-07 | 2015-04-07 | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2587203C1 true RU2587203C1 (ru) | 2016-06-20 |
Family
ID=56132015
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015112771/03A RU2587203C1 (ru) | 2015-04-07 | 2015-04-07 | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2587203C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721200C1 (ru) * | 2019-12-09 | 2020-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| CN112272731A (zh) * | 2018-06-14 | 2021-01-26 | “西布涅弗捷玛什”股份公司 | 对油藏进行热化学处理的方法 |
| RU2766500C1 (ru) * | 2018-07-27 | 2022-03-15 | Дзе Проктер Энд Гэмбл Компани | Способ стирки тканей с применением водорастворимого изделия с разовой дозой |
| CZ309626B6 (cs) * | 2022-03-24 | 2023-05-24 | WTI Green s.r.o | Způsob a zařízení pro dotěžování ropných vrtů |
| RU2803463C1 (ru) * | 2022-05-24 | 2023-09-13 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Термогазохимический состав и способ его применения при обработке призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта (варианты) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4219083A (en) * | 1979-04-06 | 1980-08-26 | Shell Oil Company | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations |
| US4330037A (en) * | 1980-12-12 | 1982-05-18 | Shell Oil Company | Well treating process for chemically heating and modifying a subterranean reservoir |
| US4482018A (en) * | 1981-11-25 | 1984-11-13 | William A. Enk | Fire protection system for aircraft |
| RU2102589C1 (ru) * | 1996-04-19 | 1998-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Термополис" | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины |
| RU2165011C1 (ru) * | 2000-01-25 | 2001-04-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2224884C2 (ru) * | 2002-01-14 | 2004-02-27 | Алексей Яковлевич Лобойко | Способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
-
2015
- 2015-04-07 RU RU2015112771/03A patent/RU2587203C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4219083A (en) * | 1979-04-06 | 1980-08-26 | Shell Oil Company | Chemical process for backsurging fluid through well casing perforations |
| US4330037A (en) * | 1980-12-12 | 1982-05-18 | Shell Oil Company | Well treating process for chemically heating and modifying a subterranean reservoir |
| US4482018A (en) * | 1981-11-25 | 1984-11-13 | William A. Enk | Fire protection system for aircraft |
| RU2102589C1 (ru) * | 1996-04-19 | 1998-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Термополис" | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины |
| RU2165011C1 (ru) * | 2000-01-25 | 2001-04-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2224884C2 (ru) * | 2002-01-14 | 2004-02-27 | Алексей Яковлевич Лобойко | Способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112272731A (zh) * | 2018-06-14 | 2021-01-26 | “西布涅弗捷玛什”股份公司 | 对油藏进行热化学处理的方法 |
| RU2766500C1 (ru) * | 2018-07-27 | 2022-03-15 | Дзе Проктер Энд Гэмбл Компани | Способ стирки тканей с применением водорастворимого изделия с разовой дозой |
| RU2721200C1 (ru) * | 2019-12-09 | 2020-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| CZ309626B6 (cs) * | 2022-03-24 | 2023-05-24 | WTI Green s.r.o | Způsob a zařízení pro dotěžování ropných vrtů |
| RU2803463C1 (ru) * | 2022-05-24 | 2023-09-13 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Термогазохимический состав и способ его применения при обработке призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2587203C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| US9228424B2 (en) | Method of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US10895140B2 (en) | Compositions and methods for controlled delivery of acid | |
| CA2919577C (fr) | Reservoir stimulation by energetic chemistry | |
| RU2447124C2 (ru) | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта | |
| RU2451169C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| NO334462B1 (no) | Skummede, syrebehandlingsvæsker | |
| US5076358A (en) | Petroleum recovery with organonitrogen thiocarbonates | |
| US20210062073A1 (en) | Acidizing of subterranean formation using in-situ generated hf | |
| Hull et al. | Bromate oxidation of ammonium salts: In situ acid formation for reservoir stimulation | |
| RU2581859C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| CN105370260B (zh) | 一种适用于碳酸盐岩储层的自生盐酸酸化方法 | |
| US8933000B2 (en) | Corrosion inhibitor for acid stimulation systems | |
| US20160102242A1 (en) | Treatment fluid and method | |
| RU2637259C2 (ru) | Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта | |
| Yuan et al. | Evaluation of a control-released in-situ generated acid tablet for acid fracturing | |
| US20180127637A1 (en) | Methods of enhancing oil recovery | |
| RU2301248C1 (ru) | Базовая основа состава для кислотной обработки терригенного коллектора и разглинизации призабойной зоны пласта | |
| RU2165011C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| US20220243118A1 (en) | Ionic liquid corrosion inhibitors | |
| RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
| RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
| RU2731302C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора | |
| RU2778752C1 (ru) | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 | |
| Moore et al. | Experiments evaluating geochemical alteration of matrix materials adjacent to simulated hydraulic fractures |