SU1739014A1 - Способ термохимической обработки пласта - Google Patents
Способ термохимической обработки пласта Download PDFInfo
- Publication number
- SU1739014A1 SU1739014A1 SU894748711A SU4748711A SU1739014A1 SU 1739014 A1 SU1739014 A1 SU 1739014A1 SU 894748711 A SU894748711 A SU 894748711A SU 4748711 A SU4748711 A SU 4748711A SU 1739014 A1 SU1739014 A1 SU 1739014A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- urea
- nitric acid
- sodium nitrite
- solution
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Перед закачкой в пласт азотную кислоту смешивают с карбамидом. Получают азотную кислоту в неактивной форме в виде ее комплекса с карбамидом. При добавлении раствора нитрита натри к осадку азотнокислого карбамида последний сразу разрушаетс , образу исходные продукты - азотную кислоту и карбамид. Реакци идет с повышением температуры. 1 табл. т С
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействи на призабойную зону пласта.
Известны способы теплового воздействи на призабойную зону скважин с целью удалени парафиновых и асфальто-смолистых отложений , ухудшающих нефтепроницаемость призабойной зоны, путем электропрогрева призабойной зоны и закачки в скважину теплоносителей - насыщенного или перегретого пара, гор чей воды и т.п.
При электропрогреве призабойной зоны недостатками этих способов вл ютс необходимость использовани специального оборудовани - глубинных электронагревателей, необходимость извлечени из скважины глубинно-насосного оборудовани ; длительность электропрогрева, котора составл ет 3-7 сут, что влечет большой расход электроэнергии и длительный простой скважины , при этом глубина интервала продуктивного пласта не должна превышать 1200 -1400 м.
При закачке в скважину теплоносителей недостатки следующие: также необходи- мость использовани специального оборудовани дл нагрева теплоносителей, большие потери тепла при закачке теплоносителей в скважину, что снижает эффективность обработки, ограниченна глубина скважин, в которых может использоватьс данный способ (до 1000 м).
Известен также способ термохимического воздействи на призабойную зону пласта с применением гранулированного магни и сол ной кислоты, взаимодействующих между собой с выделением тепла.
Недостатки этого способа следующие. При контакте с сол ной кислотой (сол на кислота - реагент, обладающий высокими коррозионными свойствами) нефтепромысловое оборудование подвергаетс сол ноVI
со ю о
кислотной коррозии с образованием солей железа, которые после нейтрализации кислоты, гидролизу сь, выпадают в осадок , закупорива поровое пространство пласта, снижа , тем самым, его проницае- мость и, соответственно, продуктивность скважины.
При проведении термохимических обработок с применением гранулированного магни может наблюдатьс образование в скважине и пласте нежелательных пробок на основе магни и его гидроксида вследствие нарушений технологического режима этих процессов и вследствие гидролиза магни , протекающего при его контакте с нагретым нейтрализованным сол но-кис- лотным раствором. Все это приводит к аварийным ситуаци м в скважинах и требует дополнительных меропри тий дл их ликвидации .
Известна самогенерирующа пенна система, включающа карбамид, нитрит натри и сол ную кислоту, компоненты которой вступают между собой в реакцию с выделением тепла и двух газов - азота и углекислого газа - по следующему суммарному уравнению:
2NaNOa + 2HCI + CO(NH2)2 - - 2NaC + 2№ + COz + ЗН20
Так как данна система содержит также ПАВ, то выдел ющиес в ходе реакции газы вспенивают ее.
Недостатком данной пенной системы вл етс использование в качестве одного из компонентов сол ной кислоты, вызывающей кислотную коррозию нефтепромыслового оборудовани и закупорку порового пространства пласта продуктами коррозии. Сол на кислота -в отличие от азотной кислоты не образует с карбамидом малорастворимых комплексов и поэтому не может быть переведена перед закачкой в скважину в неактивную форму, лишенную коррозионных СВОЙСТВ.
Целью изобретени вл етс повышение эффективности обработки за счет предотвращени коррозии нефтепромыслового оборудовани и закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии.
Поставленна цель достигаетс тем, что в качестве кислоты используют азотную кислоту в неактивной форме в виде ее ком- плекса с карбамидом, при этом комплекс получают предварительным смешением азотной кислоты и карбамида на поверхности .
Предлагаемый способ основываетс на проведении экзотермической химической реакции непосредственно в призабойной зоне скважины между предварительно полученным на поверхности комплексным соединением азотной кислоты и карбамида и нитритом натри .
Комплексное соединение азотной кислоты и карбамида (азотнокислый карбамид ) получают смешением на поверхности концентрированной азотной кислоты (60% и более) и насыщенного раствора карбамида
CO(NH2)2 + НМОз - - Н2НСОМНз+ МОз
(2)
10 15 20
25
30
35
40 45 50 55 или упрощенно tCO(NH2)2 НМОз.
Дл образовани данного комплекса карбамид и азотную кислоту смешивают в стехиометрическом соотношении по основному веществу.
-Комплексна соль азотнокислого карбамида малорастворима в воде и выпадает в виде объемистого осадка, практически равного по объему суммарному объему азотной кислоты и карбамида.
Азотна кислота по своим химическим свойствам чрезвычайно агрессивный и кор- розионноактивный реагент. Однако, будучи св занной в комплексную соль с карбами-- дом, она полностью утрачивает свои кислот- ные и коррозионные свойства, не взаимодействует ни с карбонатами пород, ни с железом (нефтепромысловое оборудование ). Таким образом, азотна кислота переводитс в неактивную форму.
Нитрит натри по своей химической природе вл етс восстановителем. При добавлении раствора нитрата натри к осадку азотнокислого карбамида последний тотчас же разрушаетс , образу исходные продукты (азотную кислоту и карбамид), и происходит их окислительно-восстановительное взаимодействие с выделением тепла
2NaN02 + 2HN03 + CO(NHa)2 -
- 2J JaNOs + 2N2 + C02 + 3H2O + Q , (3)
где Q - тепловой эффект реакции, рассчитанный по закону Гесса и равный 789 кДж.
Дл проведени реакции по уравнению (3) карбамид, нитрит натри и азотную кислоту берут в эквимол рном соотношении, в результате чего половина карбамида после разложени комплекса не вступает в реакцию с остальными реагентами. Это необходимо дл того, чтобы полностью св зать азотную кислоту в неактивный комплекс, в поотивном случае половина кислоты окажетс в несв занном состо нии и не будет достигнуто упреждение коррозии нефте- промыслового оборудовани и закупорки перового пространства пласта. Избыточный карбамид не может вызвать каких-либо осложнений в ходе реализации способа. После того, как основна часть реагентов вступит в реакцию и будет достигнута высока температура (выше 200°С), избыточный, карбамид будет разлагатьс с выделением аммиака и образованием биуретовой кислоты .
В расчете на 1 кг карбамида тепловой эффект реакции (3) составит 13150 кДж (на карбамид, принимающий участие в реакции ). В расчете на весь карбамид, в том числе и избыточный, тепловой эффект сни- жаетс вдвое.
Однако в расчете на все три реагента, участвующих в реакции, получим следующее .
Если рассчитать количество тепла в расчете на 1 м3 смеси всех трех реагентов, то в случае азотной кислоты 60%-ной концентрации получим (0,353 м3 карбамида + + 0,263 м3 азотной кислоты + 0,384 м3 нитрита натри ) 1367,5 МДж. Прирост темпера- туры 256°С.
Растворы карбамида и нитрита натри берут максимально возможных концентраций при данной температуре.
При 20°С растворимость карбамида и нитрита натри составл ет соответственно 1047 и 829 кг на 1 м3 воды. .
Плотность таких растворов составл ет соответственно 1,145 и 1,356, а их массова концентраци 51,2 и 45,3%. Целесообраз- ным вл етс использование именно таких растворов, так как применение более разбавленных растворов приводит к увеличению доли воды в растворе и, тем самым, к снижению температурного эффекта.
В случае азотной кислоты 95%-ной концентрации на 1 м3 смеси реагентов (0,172 м3 азотной кислоты + 0,394 м3 карбамида + + 0,434 м3 нитрита натри ) получим 1547,7 МДж тепла. Расчетный прирост тем- пературы 284°С.
. Таким образом, за счет тепла, выдел ющегос в ходе реакции, температура в обрабатываемой зоне возрастает на 250 - 280°С, что позвол ет полностью удалить отложе- ни смол и парафинов со стенок скважин и в призабойной зоне пласта.
По известному способу реакци гто уравнению (1) Дает тепловой эффек, равный 854,3 кДж.
В расчете на 1 кг карбамида количество выдел ющегос тепла составл ет 14238,5 кДж.
Если дл реакции примен ют все реагенты максимально возможных концентраций - 51,2%-ный раствор карбамида, 45,3%-ный раствор нитрита натри и 31%- ную сол ную кислоту (промышленностью выпускаетс сол на кислота с концентрацией 27,5 и 31 %), to в расчете на 1 м смеси растворов всех трех реагентов (0,427 м карбамида + 0,195 м нитрита натри + 0,378 м3 сол ной кислоты) количество полученного тепла составит 1627,38 МДж. Прирост температуры в результате реакции 1 м3 реагентов составит пор дка 330°С.
Таким образом, по известному „способу тепловой эффект и прирост температуры несколько выше, чем по предлагаемому способу .
Однако сол на кислота не образует с карбамидом комплексов, подобных азотно- кислому карбамиду и, следовательно, не может быть переведена в неактивную форму. Сол ную кислоту закачивают в скважину в виде исходного раствора, что приводит к коррозии нефтепромыслового оборудовани и выпадению закупоривающих пласт продуктов коррозии.
Подобные малорастворимые комплексы с карбамидом из всех минеральных кислот образует только азотна кислота высокой концентрации, другие кислоты (сол на , серна , фосфорна , плавикова и т.д.) таких комплексов не образуют.
Уже указывалось, что половина,всей массы карбамида после образовани комплекса , доставки его в скважину и разложени при контакте с нитритом натри дальнейшего участи в реакции не принимает , поэтому тепловой эффект реакции в расчете на весь карбамид снижаетс вдвое, соответственно, происходит снижение и температурного эффекта.
Однако с учетом всех трех реагентов расчеты показывают следующее.
Дл 60%-ной азотной кислоты с учетом избытка карбамида прирост температуры составл ет 256°С без учета избытка расчетный прирост температуры составил бы 302°С, дл 95%-ной азотной кислоты - соответственно 284 и 344°С.
Таким образом-, потери в приросте температуры состав т от 15,2 до 17,4%.
Дл расплавлени и удалени парафинов и смол достаточен прирост температуры ,ив80- 100°С.
Таким образом, некоторые потери тепла из-за избытка карбамида не окажут како- го-л,ибо существенного вли ни на
эффективность удалени парафиновых и смолистых отложений в пласте.
Соотношени реагентов в расчете на 1 м3 азотной кислоты разных концентраций, а также тепловые эффекты и прирост температуры в расчете на данные количества реагентов приведены в таблице.
Реакци по уравнению (3) протекает непосредственно в обрабатываемой зоне ниже башмака подъемных труб. Все реагенты и продукты реакции хорошо растворимы в воде, поэтому исключаетс возможность закупорки перового пространства пласта или каких-либо других осложнений при реализации способа.
В зависимости от горно-геологических условий предлагаемый способ может быть реализован по двум технологическим схемам .
В скважинах с низкой приемистостью {ориентировочно до 50 м /ч) или небольшим объемом ствола скважины ниже башмака подъемных труб способ целесообразно осуществл ть параллельной закачкой суспензии азотнокислого карбамида и раствора нитрита натри через затрубное пространство и насосно-компрессорные трубы. Выбор канала , по которому идет закачка первого или второго реагента, не имеет принципиального значени , так как оба реагента коррозионнопассивны, а потребные их объемы близки. В слабопоглощающих скважинах така схема обеспечивает эффективное смешение реагентов на базе скважины ниже башмака подъемных труб, а объем закачиваемых реагентов не ограничиваетс объемом подбашмачного пространства скважины.
В скважинах с высокой приемистостью и достаточным объемом подбашмачного пространства способ реализуют последовательной закачкой сначала суспензии азотнокислого карбамида, затем раствора нитрита натри . В процессе закачки суспензи азотнокислого карбамида оседает на забое скважины, образу хорошо проницаемый слой соли, ее дисперсный характер ограничивает ее проникновение в пласт. За- . качиваемый в последующем раствор нитрата натри легко контактирует с солью и вступает с ней в экзотермическую реакцию. При необходимости нагретый раствор продавливают в пласт.
Обе технологические схемы могут быть реализованы с получением азотнокислого карбамида в стволе скважины путем смешени на устье азотной кислоты и раствора карбамида. Дл этого к устью скважины через тройник подсоедин ют две нагнетательные линии, через которые насосными
агрегатами подают расчетные количества (см. таблицу) азотной кислоты и раствора карбамида. Смешива сь после тройника, реагенты вступают во взаимодействие и образуют азотнокислый карбамид. Реакци протекает практически мгновенно, и в стволе скважины движетс уже водна суспензи азотнокислого карбамида. В этом случае отпадает веро тность осложнений
при закачке суспензии, а способ реализуетс обычными насосными агрегатами, перекачивающими чистые жидкости.
Пример1.В скважине глубиной 2500 м производ т термохимическую обработку с целью удалени отложений парафинов и смол. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны 122 мм. Скважина оборудована насосно-компрессорными трубами диаметром 73 мм, которые спущены на глубину 2300 м, Интервал перфорации 2320 - 2470 м.
Дл проведени работ с получением азотнокислого карбамида в скважине ее устье обв зывают следующим образом: к затрубному пространству подсоедин ют линию дл нагнетани раствора нитрита натри , а к насосно-компрессорным трубам через тройник - две линии дл нагнетани азотной кислоты и раствора карбамида.
Затем начинают одновременно закачку через затрубное пространство 1,1,5 м3 раствора нитрита натри 45,3%-ной концентрации с расходом 13,0-10 м3/с и через насосно-компрессорные трубы 7,9 м3
60%-ной азотной кислоты с расходом 2,23 103 м3/с и 10,6 м3 51,2 %-ного раствора карбамида с расходом 3,0-103 м3/с. Такие расходы обеспечивают одновременное поступление реагентов к башмаку подъемных
труб.
После закачки 11,5м3 раствора нитрита натри его продавку ведут пресной водой объемом 5,7 м .
Через 22 мин реагенты достигают баш-
мака подъемных труб, после его расход через затрубное пространство снижают до 3,25-10 м/с, а закачку через Насосно-компрессорные трубы продолжают с начальным расходом дл обеспечени смешени и
полного реагировани раствора нитрита натри и суспензии азотнокислого карбамида ниже башмака подъемных труб встехиомет- рическом соотношении.
Прореагировавший нагретый раствор
продавливают в пласт закачкой в насосно- компрессорные трубы и затрубное пространство по 1,1 мэ пресной воды.
После этого скважину осваивают и пускают в эксплуатацию.
Пример 2. В скважине глубиной 2000 м производ т термохимическую обработку. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны 122 мм, насосно- компрессорные трубы диаметром 73 мм спущены на глубину 1500 м. Интервал перфорации 1600- 1980м. К насосно-компрессорным трубам через тройник подсоедин ют две линии, через которые одновременно закачивают 1,64 м 80%-ной азотной кислоты и 3,11 м 51,2%- ного раствора аммиака. Растворы, смешива сь в насосно-компрессорных трубах, образуют суспензию азотнокислого карбамида .
IО
Затем закачиваютт 1,5 м нефти в качестве буферной жидкости, чтобы предотвратить преждевременное взаимодействие азотнокислого карбамида и нитрита натри . После этого с тем же расходом закачивают 3,4 м3 45,3%-ного раствора нитрита натри .
Далее суспензию азотнокислого карбамида и раствор нитрита натри пресной водой продавливают в интервал ниже башмака подъемных труб. Суспензи оседает, заполн весь обрабатываемый интервал, после чего через нее проходит раствор нитрита натри . При этом происходит их реагирование и нагрев всего объема жидкости, которую затем продавливают в пласт пресной водой. Далее скважину осваивают и пускают в эксплуатацию.
Положительный эффект от использовани предлагаемого способа заключаетс в следующем.
Вследствие того, что азотна кислота
доставл етс на забой скважины в неактивной форме, упреждаетс коррози нефтепромыслового оборудовани , закупорка порового пространства пласта, тем самым, повышаетс эффективность термохимической обработки.
В результате этого после освоени и пуска скважины в эксплуатацию дополнительна добыча нефти оцениваетс в 1000 - 2000 т за врем действи эффекта.
По известным способам может быть достигнута така же эффективность, но при возрастании в 2 - 3 раза текущих затрат на обработки с коррозией и т.д.
Claims (1)
- Формула изобретениСпособ термохимической обработки пласта, включающий закачку в пласт карбамида , нитрита натри и кислоты, отличающийс тем, что, с целью повышениэффективности обработки за счет предотвращени кислотной Коррозии нефтепромыслового оборудовани и закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, в качестве кислоты используютазотную кислоту в неактивной форме в виде ее комплекса с карбамидом, при этом комплекс получают предварительным смешением азотной кислоты и карбамида на поверхности.Процентна концентраци раствора «Твиномй эффект реакции.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894748711A SU1739014A1 (ru) | 1989-10-17 | 1989-10-17 | Способ термохимической обработки пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894748711A SU1739014A1 (ru) | 1989-10-17 | 1989-10-17 | Способ термохимической обработки пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1739014A1 true SU1739014A1 (ru) | 1992-06-07 |
Family
ID=21474318
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894748711A SU1739014A1 (ru) | 1989-10-17 | 1989-10-17 | Способ термохимической обработки пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1739014A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2615543C2 (ru) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта |
US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
-
1989
- 1989-10-17 SU SU894748711A patent/SU1739014A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Справочна книга по добыче нефти Под ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1974.С.461-469. Савенков Г.Д., Бойко B.C. Расчет процессов интенсификации притока, освоени и эксплуатации скважин. - Львов: Выща школа, 1986, с.74 - 79, 97 - 99. Авторское свидетельство СССР № 1035201. кл. Е 21 В 43/27, 1982. Каррер П. Курс органической химии. - М.: Госхимиздат. 1960, с.287. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2615543C2 (ru) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта |
US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1086933A (en) | Method of acidizing an underground formation and a buffer-regulated mud acid for use in such method | |
US4482016A (en) | Acidizing with chemically heated weak acid | |
CA1167759A (en) | Well treating process for chemically heating and modifying a subterranean reservoir | |
CA2217380C (en) | Methods of decomposing gas hydrates | |
CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
EP2737002B1 (en) | Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid | |
CA2624791C (en) | A process for consolidating a formation | |
CA2919577A1 (fr) | Reservoir stimulation by energetic chemistry | |
US3826312A (en) | Self-neutralizing well acidizing | |
US3195630A (en) | Sealing formations | |
US10718184B1 (en) | Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore | |
US3669188A (en) | Heat-guided hydroxide plugging | |
WO2004046494A2 (en) | Method using particulate chelates to stimulate production of petroleum in carbonate formations | |
RU2401941C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
US2146480A (en) | Process of shutting off water or other extraneous fluid in oil wells | |
GB2581883A (en) | Treatment of subterranean formations | |
SU1739014A1 (ru) | Способ термохимической обработки пласта | |
CN105370260B (zh) | 一种适用于碳酸盐岩储层的自生盐酸酸化方法 | |
US5211237A (en) | Precipitation of scale inhibitors | |
RU2139414C1 (ru) | Способ растворения отложений в образованиях, содержащих многочисленные продуктивные слои | |
EP0612914A2 (en) | Reducing scale deposition in an aqueous phase producing wellbore | |
CA3129700A1 (en) | Treatment of subterranean formations with an ammonium compound, an oxidizing agent and sulfamic acid | |
US4101426A (en) | Acid composition and method for acid treating geological formations | |
US2217676A (en) | Treatment of wells | |
GB2581884A (en) | Treatment of subterranean formations |