RU2637259C2 - Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта - Google Patents
Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2637259C2 RU2637259C2 RU2015156308A RU2015156308A RU2637259C2 RU 2637259 C2 RU2637259 C2 RU 2637259C2 RU 2015156308 A RU2015156308 A RU 2015156308A RU 2015156308 A RU2015156308 A RU 2015156308A RU 2637259 C2 RU2637259 C2 RU 2637259C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- solution
- solutions
- thermogasochemical
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 78
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000000126 substance Substances 0.000 title abstract description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 102
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 56
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 35
- -1 alkali metal nitrites Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 21
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 21
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 20
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 claims abstract description 11
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 150000002373 hemiacetals Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 claims abstract 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 20
- 125000003172 aldehyde group Chemical group 0.000 claims description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 claims 1
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 abstract description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 47
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 34
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 33
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 20
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 19
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 9
- LZDSILRDTDCIQT-UHFFFAOYSA-N dinitrogen trioxide Chemical compound [O-][N+](=O)N=O LZDSILRDTDCIQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 5
- 238000007034 nitrosation reaction Methods 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N Nitrous acid Chemical compound ON=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- WDWDWGRYHDPSDS-UHFFFAOYSA-N methanimine Chemical compound N=C WDWDWGRYHDPSDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N ammonium nitrite Chemical compound [NH4+].[O-]N=O CAMXVZOXBADHNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 150000004005 nitrosamines Chemical class 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- RUYJROCRMWBWMU-UHFFFAOYSA-N 4,5-dihydroxy-1,2-dihydropyridazine-3,6-dione Chemical class OC1=C(C(=C(N=N1)O)O)O RUYJROCRMWBWMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical class O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 101000976897 Xenopus laevis Mitogen-activated protein kinase 14 Proteins 0.000 description 1
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000008098 formaldehyde solution Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 125000001841 imino group Chemical group [H]N=* 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000006396 nitration reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002828 nitro derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000000449 nitro group Chemical group [O-][N+](*)=O 0.000 description 1
- 230000009935 nitrosation Effects 0.000 description 1
- 150000002832 nitroso derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006479 redox reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, безопасности процесса, уменьшение сырьевых затрат. Термогазохимический бинарный состав для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта содержит эквимолярные растворы аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт. Способ для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта включает закачку в пласт термогазохимического бинарного состава - растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором. Смешение растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором производят в режиме интенсивного перемешивания до начала закачки термогазохимического бинарного состава в нефтегазоносный пласт. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл., 20 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам термогазохимической обработки призабойной и удаленной зон нефтеносных пластов.
Изобретение может быть использовано в условиях нормальных и низких пластовых давлений (с различным типом коллектора), для повышения проницаемости призабойной зоны продуктового пласта и увеличения производительности скважины при добыче нефти, газа и газового конденсата. Прежде всего изобретение направлено на расширение и увеличение естественных и образование вновь создаваемых искусственных трещин с последующим воздействием термогазохимическим составом на всю толщу нефтегазоносного пласт.
Известны разнообразные термогазохимические составы для обработки призабойной зоны нефтегазоносного пласта. Например, смеси гранулированного магния с аммиачной селитрой в углеводородной жидкости с последующей закачкой в пласт 15-18% раствора соляной кислоты (А.С. 640023, МПК2 Е21В 43/34). Известны способы термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону горюче-окислительных составов (ГОС) на основе смесей нитрата аммония (15-20%), нитрита натрия (15-40%), стабилизатора (0-2%), эмульгатора (0,1-25) и нефти (10-25%) (Патент RU 2525386C2 от 10.08.2014) и инициатора реакции, представляющего собой 15-37% раствор неорганической кислоты. Подобный процесс термо- и газохимической обработки, включающий последовательную закачку в продуктовый пласт бинарной смеси аммониевой соли минеральной кислоты (NH4Cl, (NH4)2SO4, NH4NO3 и др.) и раствора нитрита щелочного металла с последующей закачкой активатора реакции, в качестве которого используются слабые кислоты или растворы сильных минеральных кислот (US 2014/0090839 А1, Apr. 3.2014).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ химического инициирования реакций тепло- и газовыделения под действием 15-37% соляной кислоты или 15-100% раствора органической кислоты в углеводородной среде. При этом предполагаются следующие 5 реакций, приводящих к образованию азота и воды с выделением большого количества тепла:
Вышеприведенная схема не полностью отражает реальные процессы, происходящие при смешивании водных растворов нитрита натрия с минеральными или органическими кислотами. В частности, большой удельный вес в суммарном процессе имеет реакция образования азотистого ангидрида по реакции (6)
Общеизвестно, что большое количество азотистой кислоты в реакции нитрозирования аминов теряется по уравнению (6), даже в условиях проведения реакции с интенсивным перемешиванием в гомогенных растворах. В случае последовательной подачи кислоты, как инициатора реакции (1)-(6) в условиях отсутствия перемешивания, что реализуется в призабойной зоне, всегда будут существовать локальные зоны повышенных концентраций кислоты, что будет подавлять реакцию (4) и усиливать реакцию (6).
В реальных условиях при закачивании эмульсии горюче-окислительной смеси (ГОС) в пористый нефтеносный пласт образуется не перемешиваемый слой эмульсии нитрата аммония и нитрита натрия, отделенный слоем воды или слоем нефти и кислоты, добавленной в последнюю очередь. Контакт между кислотой и эмульсией бинарной смеси затруднен и взаимодействие компонентов по реакциям (1)-(6) происходит в результате диффузии в порах и трещинах продуктового слоя. Реальная скорость такого процесса очень низкая и соответственно коэффициент полезного использования энергетического потенциала системы NH4NO3-NaNO2 очень низкий.
Экспериментальная проверка подобных систем проведена на стендовой установке, в трубчатом реакторе длиной 1,5 м и диаметром 76 мм, заполненном гранулированным порошком (песком, пропантом и т.п.), моделирующим состав нефтегазонасыщенного пласта, показала, что даже после трехсуточной выдержки реакция разложения нитрита аммония образующегося по равновесной реакции (7)
не заканчивается полностью.
Этот принципиальный недостаток относится в полной мере и к патенту US 2014/0090839 A1.
Химическая схема, приведенная в патенте US 2014/0090839 А1
так же как в термохимическом составе для обработки призабойной и удаленной зон продуктивного пласта (Патент RU 2525386) чрезвычайно упрощена. Возможность образования азотистого ангидрида, так же как и других окислов азота, ни в одном патенте не упоминается. В то же время отмечается, что температура при завершении окислительно-восстановительной реакции может достигать 560°F (287°С). В этих условиях неизбежно будут протекать реакции нитрования и нитрозирования углеводородов от C1 до C8. При температурах 250-300°С конверсия углеводородов в соответствующие нитросоединения составляет 30÷40% за время 0,2÷0,5 сек. Образовавшиеся нитро- и нитрозосоединения будут попадать в добываемую нефть, что может существенно повлиять на безопасность дальнейшей переработки нефти (Ф. Азингер. Парафиновые углеводороды, Москва, 1959 год. Стр. 287-300).
Принципиальным недостатком термохимического состава для обработки призабойной и удаленной зон продуктивного пласта является повышенная опасность (Патент RU 2525386 С2 от 10.08.2014). Эмульсия смесей NaNO2/NH4NO3 с 10-25% нефти представляют собой ни что иное, как эмульсионные взрывчатые вещества (ВВ). Поступление таких ВВ в зону разложения бинарной смеси с температурой выше 250°С легко может перейти во взрыв, который в свою очередь может распространяться по коммуникациям закачки на поверхность и представлять реальную опасность для технологического персонала, выполняющего работу на скважине.
Целью предложенного изобретения является разработка термогазохимического бинарного состава и способа его применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, исключающего применение кислотных реагентов для инициирования реакций образования азота и воды, что полностью исключает образование азотистого ангидрида и других окислов азота, а также исключает попадания эмульсий ВВ в высокотемпературную, призабойную зону нефтегазоносного пласта.
Указанная цель достигается тем, что в термогазохимическом бинарном составе для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, содержащем эквимолярные растворы аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, согласно изобретению в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасности закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт, при этом инициирующий раствор, обеспечивающий индукционный период развития реакций тепло- и газовыделения от 20 до 180 минут, состоит из смеси водных растворов алифатических альдегидов с алифатическими спиртами или ацетоном в молярном соотношении от 0,5:1 до 2:1, а молярное соотношение между альдегидом, содержащимся в инициирующем растворе, и аммониевой солью в термогазохимическом бинарном составе используют в соотношении от 1: 40 до 1:250 и смесь аммониевых солей минеральных кислот и нитриты щелочных металлов в водном растворе используют в пределах от 40 до 85 мас.%.
В способе для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающем закачку в пласт термогазохимического бинарного состава - растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующем раствором, согласно изобретению смешение растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующем раствором производят в режиме интенсивного перемешивания до начала закачки термогазохимического бинарного состава в нефтегазоносный пласт, в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт, при этом температуру водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициирующим раствором применяют в пределах от -10 до +30°С.
Предложенный термогазохимический бинарный состав, рекомендуемый для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, содержит эквимолярные растворы аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, состоящим из растворов альдегидов, содержащих спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, и которые обладают пониженной реакционной способностью. Эти свойства раствора позволят обеспечить индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт.
Реализация такого замысла возможна с использованием принципиально новых химических реакций, в которых из первоначально нейтральных веществ образуются свободные кислоты в количествах строго пропорциональных количеству прореагировавшей соли аммония с одновременным образованием основания более слабого, чем аммиак. Принципиальное существование таких реакций известно давно и наиболее подробно изучено для образования уротропина взаимодействием формальдегида с солями аммония
Метиленимин, образующийся одновременно с соляной или азотной кислотами по реакциям (8) и (9), является основанием более слабым, чем аммиак в солях аммония. В результате лабораторных экспериментов установлено, что иминогруппы продуктов конденсации альдегидов с солями аммония очень легко подвергаются нитрозированию с образованием соответствующих нитрозаминов
Азотистая кислота, необходимая для осуществления реакции (10), образуется взаимодействием нитрита щелочного металла с кислотами, образующимися по реакции (8) и (9).
Значительно более высокая способность аминопроизводных альдегидов к реакции нитрозирования по сравнению с аминами обеспечивает быстрое связывание азотистой кислоты и соответственно исключает образование азотистого ангидрида по реакции (6).
В свою очередь нитрозамины, образующиеся по реакции (10), очень нестабильны и быстро разлагаются на молекулярный азот, воду и исходный альдегид, который получает возможность многократно участвовать в суммарном процессе взаимодействия солей аммония с нитритами металлов
Суммарное уравнение (12) фактически отражает способность алифатических альдегидов катализировать образование азота и воды из нитритов металлов и солей аммония без участия минеральных или органических кислот.
Как показывают прямые эксперименты один моль альдегида (формальдегид или глиоксаль) успевает принять участие в образовании 50-100 молей молекулярного азота в водных растворах солей аммония до момента полного израсходования соли аммония.
В качестве солей аммония использовали хлорид, нитрат и сульфат аммония. Наиболее высокую активность в образовании азота обнаруживает хлорид аммония. В то же время нитрат аммония, благодаря более высокой растворимости в воде, позволяет обеспечивать достижение более высоких температур в ходе реакции. Испытания на стендовой установке показали, что при содержании эквимолярной смеси нитрата аммония и нитрита натрия 70% температура в реакционной системе достигается 240-290°С при давлении до 130 кг/см2 при использовании 0,15 моль формальдегида на моль нитрата аммония.
Использование каталитических количеств альдегидов для реакций образования азота, воды и тепла вместо добавки минеральных или органических кислот, обеспечивает значительное экономическое преимущество благодаря низкой стоимости формальдегида.
Существенным преимуществом данной инициирующей системы является ее нейтральность, что обеспечивает низкую коррозионную способность и соответственно увеличивает срок службы оборудования скважин на нефтепромыслах.
Высокая каталитическая способность альдегида, наряду с вышеперечисленными преимуществами, обладает существенными недостатком, а именно очень быстрое развитие реакций: тепло- и газовыделение осложняет закачку растворов в призабойную зону скважины. Например, при добавлении 2 мл 38%-ного формалина к 60%-ному раствору 24,0 г нитрата аммония и 20,7 г нитрита натрия время до начала бурного тепло- и газовыделения составляет 4÷10 мин. При использовании 0,5 мл 40%-ного раствора глиоксаля уже через 1 минуту температура достигает 105-110°С при атмосферном давлении. Такая высокая реакционная способность водных растворов альдегидов не позволяет использовать их для одновременной закачки в призабойную зону наряду с бинарными составами солей аммония и нитритов металлов.
Попытка замедлить реакцию (12) дальнейшим уменьшением количества альдегида встретила значительные затруднения в связи с влиянием рН среды на дальнейшее поведение промежуточного образующегося метиленимина. Исследования химизма реакции образования уротропина взаимодействием формальдегида с солями аммония показало, что максимум скорость реакции находится при рН 9,0-9,2 (Y. Ogata, A. Kawasaki, Bull. Soc. ChimJap.1964, 37(4), 514-519). При этих величинах рН скорость превращения метиленимина в уротропин по реакции (13)
довольно высокая, а скорость реакции нитрозирования метиленимина существенно уменьшается из-за уменьшения содержания свободной азотистой кислоты в реакции (11). Соответственно, реакция бинарного раствора смеси солей с очень малыми количествами альдегидов может затухать вследствие образования уротропина по реакции (13) с использованием формальдегида или тетрагидроксидиазинов при использовании глиоксаля.
Возможен вариант осуществления реакции с последовательной закачкой в призабойную зону инициирующего раствора и водного раствора смеси солей. В лабораторных условиях в гомогенных средах реакция протекает быстро и процесс тепло- и газовыделения легко регулируется скоростью подачи растворов реагентов.
Проверка этих режимов проводилась на стендовой установке с использованием в качестве реактора трубы диаметром 76 мм и длиной 1500 мм, заполненной гранулированным порошком (песком, пропантом и т.п.), моделирующим состав горной породы, показала, что последовательная закачка растворов чрезвычайно сильно замедляет реакцию. Даже после 3 суток реакция не завершается полностью. Остается не прореагировавшим большое количество нитрита. Диффузия инициирующего раствора в слой раствора NH4NO3/NaNO2 очень медленная.
Для обеспечения максимального использования энергетического потенциала водного раствора смеси солей аммония и нитритов щелочных металлов необходимо обеспечить равномерное распределение в водном растворе смеси солей инициирующего раствора.
В результате лабораторных экспериментов установлено, что добавление алифатических спиртов (метанол, этанол, пропанол) или ацетона к водным растворам альдегида позволяет уменьшить скорость тепло- и газовыделения из растворов солей аммония с нитритами щелочных металлов до величин, приемлемых для практического применения в нефтепромысловых условиях. Известно, что альдегиды со спиртами или ацетоном способны образовывать полуацетали в равновесных реакциях (14)
Для глиоксаля возможно образование циклического полуацеталя по реакции (15)
Реакционная способность полуацеталей в реакции с солями аммония существенно замедляется.
В результате лабораторных экспериментов нами установлено, что добавление алифатических спиртов (метанол, этанол и др.) или ацетона к водным растворам формальдегида или глиоксаля позволяет регулировать скорость тепло- и газовыделения в широких пределах, обеспечивая индукционный период от 20 до 180 минут, что позволяет осуществлять одновременную подачу водного раствора смеси солей и инициирующего раствора - это термогазохимический бинарный состав, в котором реакционная способность карбонильной группы уменьшена добавлением веществ, способных превращать альдегидную группу в полуацетали. Добавление такого инициирующего раствора к водному раствору смеси солей аммония и нитрита щелочного металла вызывает сдвиг равновесных реакций (14) и (15) в сторону исходных альдегидов, обладающих высокой реакционной способностью.
Увеличения индукционного периода до начала интенсивного процесса тепло- и газовыделения можно достичь разбавлением исходных растворов альдегидов от 3 до 10% вес. В таких растворах уменьшение скорости тепловыделения обеспечивается уменьшением молекулярной формы альдегида за счет превращения ее в нереакционноспособную гидратную форму
Приведенные ниже примеры поясняют сущность данного изобретения.
Примеры 1-4
В экспериментах 1-4 использовали инициирующий раствор, приготовленный добавлением 0,4 вес.ч. метанола к 1 вес.ч. формалина. Состав инициатора: CH2O - 21,7%, СН3ОН - 27,42%, вода - 50,8%.
24,0 г (0,3 моль) нитрата аммония в 19,2 мл воды растворяются с понижением температуры до -6°С. К холодному раствору добавляли 20,7 г (0,3 моль) нитрита натрия и перемешивали до полного растворения при -1°С÷+1°С, к холодному раствору приливали 0,5÷1,0 мл инициирующего раствора. Полученный термогазохимический бинарный состав помещали в коническую колбу с термометром и контролировали изменения температуры до достижения точки кипения и начала бурного выделения азота и паров воды. Время от момента добавления инициирующего раствора и до выброса реакционной массы из колбы составляет индукционный период. Зависимость индукционных периодов (τинд) от количества инициирующего раствора и концентрации солей в бинарной смеси приведена в таблице 1.
Примеры 5, 6
В экспериментах 5 и 6 инициирующий раствор готовили добавлением 5 вес.ч. ацетона к 1 вес.ч. водного раствора формалина. Состав инициирующего раствора: CH2O - 4,4%, ацетон - 85,12%, вода - 10,55%.
24,0 г (0,3 моль) нитрата аммония растворяли в 30,4 мл воды с понижением температуры до -4°С, к холодному раствору добавляли 20,7 г (0,3 моль) нитрита натрия и перемешивали до полного растворения. При -1°С добавляли инициирующий раствор, полученный при добавлении формалина к ацетону. Полученный термогазохимический бинарный состав помещали в коническую колбу и определяли индукционный период до полного бурного газовыделения и быстрого подъема температуры до точки кипения 104-105°С. Результаты приведены в таблице 2.
Примеры 7-12
В экспериментах 7-12 инициирующий раствор готовили добавлением 1 вес.ч. метанола к 1 вес.ч. водного раствора глиоксаля. Состав полученного инициирующего раствора: глиоксаль - 21,81%, метанол - 31,7%, вода - 48,48%.
24,0 г (0,3 моль) нитрата аммония растворяли в 19-46 мл воды с понижением температуры до (-6°С)-(-4°С). К холодному раствору нитрита аммония добавляли 20,7 г (0,3 моль) нитрита натрия и перемешивали до полного растворения. К холодному раствору добавляли 0,4-1,0 мл инициирующего раствора вышеуказанного состава. Индукционный период полученного термогазохимического бинарного состава до начала бурного газовыделения и повышения температуры до точки кипения определяли, как описано в предыдущих примерах.
Результаты приведены в таблице 3.
Примеры 13-16
В экспериментах 13-16 инициирующий раствор готовили добавлением 1 вес.ч. ацетона к 2 вес.ч. 32%-ного раствора глиоксаля. Состав использованного инициирующего раствора: глиоксаль - 21,5%, ацетон - 33, 24%, вода - 45,64%.
Определение индукционных периодов полученного термогазохимического бинарного состава производили аналогично предыдущим опытам. Результаты приведены в таблице 4.
Пример 17 и 18
В экспериментах (17) и (18) использовали тот же самый инициирующий раствор как и в примере (13)-(16). Термогазохимический бинарный состав готовили с использованием сульфата аммония и нитрита натрия. 20,15 г - 0,15 моль - сульфата аммония растворили в 26 мл воды. К раствору сульфата добавили 20,7 г нитрита натрия и после растворения нитрита при 16,5°С добавили инициирующий раствор. Результаты приведены в таблице 5.
Пример 19
В эксперименте использовали водный раствор глиоксаля, приготовленный разбавлением 40%-ного глиоксаля водой до концентрации 3,85% мас. Термогазохимический состав готовили смешением 49,92 г нитрата аммония с 15 мл воды и 41,55 нитрита натрия. К полученной суспензии добавили 0,5 мл раствора глиоксаля, содержащего 3,85% альдегида, при температуре -10°С. В автотермическом режиме тепловыделение завершается подъемом температуры до 137°С в течение 191 мин.
Пример 20
В эксперименте для инициирования тепло- и газовыделения использовали раствор формальдегида, предварительно разбавленный водой до 10%. 49,92 г нитрата аммония смешивали с 15 мл воды и добавляли 41,54 г нитрита натрия, к полученной суспензии добавляли 0,47 мл 10%-ного формальдегида. В автотермическом режиме температура суспензии достигла 137°С после 114 мин. Температура окружающей среды составляла 18,5°С.
Проведенные лабораторно-стендовые эксперименты были систематизированы и оформлены в виде примеров и таблиц, анализ которых позволил сделать следующие выводы:
- определены оптимальные соотношения бинарных смесей и инициирующих растворов водных, спиртовых, ацетоновых растворов формальдегида, глиоксаля и других - от 0,5:1 до 2:1, которые обеспечивают запуск процесса температурного разложения бинарных смесей и позволяют получить индукционный период развития реакций тепло- и газовыделения в пределах от 20 до 180 минут;
- определены молярные соотношения между альдегидом, содержащимся в инициирующем растворе, и аммониевой солью в термогазохимическом бинарном составе, которые соответствуют соотношениям от 1:40 до 1:250;
- установлены оптимальные концентрации бинарных смесей (40-85%), которые рекомендуются к применению на добывающих и нагнетательных газонефтяных скважинах.
Для практического применения предлагается способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающий закачку в пласт растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующем раствором, причем смешивание их производится на поверхности в режиме интенсивного перемешивания, до начала закачки термогазохимического бинарного состава в нефтегазоносный пласт, при этом температура водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициирующим раствором предлагается в пределах от -10 до +30°С.
Испытание термогазохимического бинарного состава проводилось на стендовой установке в герметичных условиях.
Моделирование поведения термогазохимического бинарного состава в условиях, наиболее приближенных к реальным условиям, существующих на большой глубине залегания нефтегазоносной породы (1500-3000 м), осуществляли с использованием стенда, основным элементом которого является металлическая труба-реактор диаметром 76 мм и длиной 1500 мм. Подача термогазохимического бинарного состава (водный раствор смеси солей и инициирующий раствор) осуществляется с помощью дозирующего насоса, способного развивать давление до 200 кг/см2, производительностью 2,5 л/мин и осуществляющего подачу бинарного состава через один из торцевых герметизирующих фланцев.
Контроль процессов тепловыделения осуществлялся дистанционными температурными датчиками с диапазонами измерений от 0 до 600°С. Датчики устанавливали в 3 точках: в центре трубы и в торцевых герметизирующих фланцах, которые герметизируют металлическую трубу-реактор. Давление образующихся газов контролируется дистанционным датчиком давления, установленным в торцевом герметизирующем фланце.
Перед началом испытаний металлическая труба-реактор заполнялась гранулированным порошком (пропантом), моделирующим состав нефтегазоносной породы в призабойной зоне (AL2O3 - 65%, Fe2O3 - 7%, SiO2 - 22-26%, CaO - 1,5%, TiO - 1,5%, Na2O до 100%). Количество гранулированного порошка (пропанта), загруженного в трубу-реактор, составляло 7,0-8,0 кг на одно испытание.
Термогазохимический бинарный состав готовили следующим образом: 934 г (11,67 моль) нитрата аммония растворяли в 1160 мл воды, при этом температура раствора понижалась до -6°С. К холодному гомогенному раствору селитры добавляли 806 г (11,68 моль) нитрита натрия и перемешивали до полного растворения (10-15 мин). К холодному -1°С - -2°С раствору добавили инициирующий раствор, приготовленный накануне (к 10 мл 40%-ного водного глиоксаля (12,28 г), содержащего 4,91 г (0,085 моль) глиоксаля, добавляли 6,8 мл (5,36 г) ацетона).
Состав полученного инициирующего раствора был следующим:
- глиоксаль 27,84%, ацетон 30,4%, вода 44,76%.
Молярное соотношение нитрат аммония/глиоксаль 137:1. Инициирующий раствор в количестве 16,9 г - содержание глиоксаля 4,7 г (0,081 моль) добавляли в раствор солей и перемешивали непосредственно перед заливкой в напорный бачок, откуда дозировочным насосом закачивали в металлическую трубу-реактор. Регистрация давления газов и температур во всех точках металлической трубы-реактора осуществлялась дистанционно с записью на регистраторе.
На фиг. 1 и фиг. 2 представлен процесс термогазохимического разложения бинарного состава в металлической трубе-реакторе, который зарегистрировали три температурных датчика и датчик давления. Целью подобных экспериментов являлось определение максимальных давления, температуры и время задержки начала реакции - индукционный период реакции - термогазохимического разложения бинарных составов. Работа на стенде позволила уточнить зависимости термогазовыделения бинарных составов при различной концентрации солей, инициирующего раствора и гранулированного порошка (пропанта). Установлено, что термогазохимические бинарные составы с равной концентрацией солей и инициирующего раствора имеют различную задержку начала реакции (индукционный период реакции), которая может отличаться от индукционного периода, наблюдающегося в лабораторных экспериментах. Основное отличие результатов в трубе-реакторе от результатов лабораторных испытаний состоит в использовании пропанта (7,5 кг). Наличие пропанта в трубе-реакторе увеличивает индукционный период из-за расхода значительного количества тепла на нагрев пропанта. Индукционный период 46-210 минут вполне достаточен для безопасной закачки в нефтегазоносный пласт термогазохимического бинарного состава вместе с инициирующим раствором.
На фиг. 1 представлены результаты закачки бинарного состава вместе с инициирующим раствором. Они показали, что рост температуры начинается одновременно во всех точках трубы-реактора, достигает максимума при давлении 130 кг/см2, после чего произошел сброс давления из-за открытия предохранительного клапана. Максимальная температура достигала 200-210°С.
На фиг. 2 представлена последовательная закачка, без предварительного смешивания, тех же количеств компонентов 2900 г раствора солей и 100 мл инициирующего раствора, обнаруживается только очень слабый и медленный подъем температуры до 48-50°С в центральной части трубы-реактора. Температура у фланцев трубы-реактора изменяется при этом незначительно, едва повышаясь до 30-32°С. Такая большая разница тепло- и газовыделения объясняется плохим смешиванием реагирующих растворов в гранулированном порошке (пропанте), где диффузионные процессы очень сильно замедляются из-за мелкого размера пор между частицами гранулированного порошка (пропанта).
Сопоставление молярных количеств прореагировавшего нитрата аммония 934 г (11,67 моль) и глиоксаля (инициирующего раствора) 4,7 г (0,081 моль) показывает, что одного моля глиоксаля было достаточно для конверсии 144 молей нитрата аммония.
Это испытание демонстрирует принципиально различную реакционную способность одинаковых по соотношению солей и инициирующего раствора в термогазохимических бинарных составах в случае изменения последовательности закачки его (состава) в реакционную зону.
Claims (6)
1. Термогазохимический бинарный состав для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, содержащий эквимолярные растворы аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, отличающийся тем, что в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт.
2. Термогазохимический бинарный состав по п. 1, отличающийся тем, что инициирующий раствор, обеспечивающий индукционный период развития реакций тепло- и газовыделения от 20 до 180 минут, состоит из смеси водных растворов алифатических альдегидов с алифатическими спиртами или ацетоном в молярном соотношении от 0,5:1 до 2:1.
3. Термогазохимический бинарный состав по п. 1, отличающийся тем, что молярное соотношение между альдегидом, содержащимся в инициирующем растворе, и аммониевой солью в термогазохимическом бинарном составе используют в пределах от 1:40 до 1:250.
4. Термогазохимический бинарный состав по п. 1, отличающийся тем, что смесь аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов в водном растворе используют в пределах от 40 до 85 мас.%.
5. Способ для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающий закачку в пласт термогазохимического бинарного состава - растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, отличающийся тем, что смешение растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором производят в режиме интенсивного перемешивания до начала закачки термогазохимического бинарного состава в нефтегазоносный пласт, а в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что температура водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициирующим раствором применяется в пределах от -10 до +30°С.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015156308A RU2637259C2 (ru) | 2015-12-28 | 2015-12-28 | Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015156308A RU2637259C2 (ru) | 2015-12-28 | 2015-12-28 | Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015156308A RU2015156308A (ru) | 2017-06-30 |
| RU2637259C2 true RU2637259C2 (ru) | 2017-12-01 |
Family
ID=59309338
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015156308A RU2637259C2 (ru) | 2015-12-28 | 2015-12-28 | Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2637259C2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696714C1 (ru) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| RU2766283C1 (ru) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2778919C1 (ru) * | 2021-12-28 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления |
| US11454098B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for wellbore formation using thermochemicals |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU640023A1 (ru) * | 1977-01-17 | 1978-12-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2126084C1 (ru) * | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2224103C1 (ru) * | 2002-05-28 | 2004-02-20 | Институт биохимической физики РАН | Способ и устройство для термохимической обработки продуктивного пласта |
| RU2401941C1 (ru) * | 2009-06-05 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть") | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| US20140090839A1 (en) * | 2012-05-29 | 2014-04-03 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| RU2525386C2 (ru) * | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта |
-
2015
- 2015-12-28 RU RU2015156308A patent/RU2637259C2/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU640023A1 (ru) * | 1977-01-17 | 1978-12-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2126084C1 (ru) * | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2224103C1 (ru) * | 2002-05-28 | 2004-02-20 | Институт биохимической физики РАН | Способ и устройство для термохимической обработки продуктивного пласта |
| RU2401941C1 (ru) * | 2009-06-05 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ОАО "Татнефть") | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| US20140090839A1 (en) * | 2012-05-29 | 2014-04-03 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| RU2525386C2 (ru) * | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696714C1 (ru) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| WO2019240627A1 (ru) * | 2018-06-14 | 2019-12-19 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | 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 |
| US11454098B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for wellbore formation using thermochemicals |
| RU2766283C1 (ru) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ обработки нефтяного пласта |
| RU2778919C1 (ru) * | 2021-12-28 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления |
| RU2812385C1 (ru) * | 2023-06-05 | 2024-01-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора |
| RU2812996C1 (ru) * | 2023-06-05 | 2024-02-06 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора |
| RU2812983C1 (ru) * | 2023-06-05 | 2024-02-06 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора |
| RU2812985C1 (ru) * | 2023-06-07 | 2024-02-06 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015156308A (ru) | 2017-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2919577C (fr) | Reservoir stimulation by energetic chemistry | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| RU2637259C2 (ru) | Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта | |
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| US9657552B2 (en) | In-situ downhole heating for a treatment in a well | |
| US4371443A (en) | Method of and composition for acidizing subterranean formations | |
| CN104066812A (zh) | 利用原位氮气生成的致密气增产 | |
| RU2126084C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| CN103911139B (zh) | 胶囊包裹固体盐酸制备方法 | |
| RU2615543C2 (ru) | Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| Dieva et al. | Hydrodynamic analysis of the efficiency of thermochemical methods at deposits with complicated development conditions | |
| US20180127637A1 (en) | Methods of enhancing oil recovery | |
| Yadav et al. | Experimental studies, modeling and numerical simulation of gelation behavior of a partially hydrolyzed polyacrylamide-hexamine-pyrocatechol polymer gel system for profile modification jobs | |
| RU2717151C1 (ru) | Способ термогазохимической и ударно-волновой обработки нефтеносных пластов | |
| RU2165011C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| Koochi et al. | Feasibility of application of thermal shocking by in-situ generation of hot N2/CO2 for development of unconventional reservoirs | |
| RU2812983C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора | |
| RU2812385C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора | |
| US3602309A (en) | Method of exploding or igniting materials using adiabatic compression of gas | |
| RU2812996C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора | |
| RU2803463C1 (ru) | Термогазохимический состав и способ его применения при обработке призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта (варианты) | |
| RU2100582C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| Vershinin et al. | Control methods of propellant fracturing for production stimulation | |
| US2746551A (en) | Method of increasing permeability of a producing formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180727 |