Способ термохимической обработки пласта

Авторы патента:


Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на пласт за счет увеличения времени достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты. Способ термохимической обработки пласта включает закачку в пласт водного раствора нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 17-46; вода пресная остальное, и водного раствора сульфаминовой кислоты с рН 4,0-5,0 при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 10-50; гидроксид натрия или водный аммиак 8-30; уксуснокислый аммоний 1-7; вода пресная остальное. Закачку в пласт указанных водных растворов осуществляют в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия и сульфаминовой кислоты. 1 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам термохимической обработки призабойной зоны нефтяного пласта.

Известен способ термохимической обработки нефтяного пласта (пат. RU №2401941, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, С09К 8/524, опубл. 20.10.2010 г., бюл. №29), включающий раздельную закачку компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора горения (ИГ).

В качестве ГОС используют водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру - 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 - остальное, в качестве ИГ используют водный раствор с водородным показателем рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла - 15-45, воду - остальное.

Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за ограниченной зоны обработки пласта, а также сложность приготовления растворов с необходимыми параметрами в промысловых условиях.

Известны термохимический состав и способ применения для обработки призабойной зоны и удаленной зоны продуктивного пласта (пат. RU №2525386, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.08.2014 г., бюл. №22), включающий последовательную закачку в скважину термогазохимического состава, содержащего горюче-окислительный бинарный состав (ГОБС) и инициатор реакции.

Недостатком известного способа является низкий охват пласта термическим воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек ГОБС и инициатора реакции. Термохимическая реакция протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть состава остается в пласте непрореагировавшей.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ термохимической обработки нефтяного пласта (пат. RU №2203411, МПК Е21В 43/25, Е21В 37/06 опубл. 27.04.2003 г., бюл. №12), включающий закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия при следующем содержании компонентов, мас. %:

нитрит натрия 8-100
вода остальное,

и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %:

сульфаминовая кислота 13-36
вода остальное.

Водный раствор инициатора реакции дополнительно содержит реагент, нейтрализующий сульфаминовую кислоту до степени не более 97%, в качестве такого реагента используют технический водный аммиак, карбонат или гидрокарбонат аммония, гидроксид, карбонат или гидрокарбонат щелочного металла или их смесь, объемное соотношение органического растворителя и остальных компонентов термохимического состава составляет (0,5-3):1, в качестве органического растворителя используют алифатический или ароматический углеводород, или нефть, или их смесь, а состав содержит дополнительно эмульгатор.

Недостатком способа является малая эффективность теплового воздействия на пласт из-за интенсивного взаимодействия сульфаминовой кислоты с нитритом натрия.

Технической задачей предложения является повышение эффективности теплового воздействия на пласт за счет увеличения времени достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты.

Техническая задача решается способом термохимической обработки пласта, включающим закачку в пласт водного раствора нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

нитрит натрия 17-46
вода пресная остальное
и водного раствора сульфаминовой кислоты.

Новым является то, что водный раствор сульфаминовой кислоты с рН=4,0-5,0 дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении реагентов, мас. %:

сульфаминовая кислота 20-50
гидроксид натрия или аммиак водный 8-30
уксуснокислый аммоний 1-7
вода пресная остальное,

причем закачку в пласт указанных водных растворов осуществляют в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия и сульфаминовой кислоты.

Для осуществления способа термохимической обработки пласта используют:

- нитрит натрия, выпускаемый по ГОСТ 19906-74;

- сульфаминовую кислоту, представляющую собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1 г/моль;

- гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ 2263-79;

- аммиак водный, выпускаемый по ГОСТ 9-92;

- уксуснокислый аммоний, представляющий собой бесцветные гигроскопические кристаллы, легко растворимые в воде и спирте, выпускаемые по ГОСТ 3117-78;

- воду пресную.

Для увеличения растворимости сульфаминовой кислоты в воде, для повышения теплового эффекта термохимической обработки пласта используют сульфаминовую кислоту с добавкой аммиака водного или гидроксида натрия. Реакция нейтрализации сульфаминовой кислоты сопровождается образованием натриевой или аммонийной соли сульфаминовой кислоты:

NaOH+NH2SO3H→NaNH2SO3+H2O;

NH4OH+NH2SO3H→NH4NH2SO3+Н2O.

В кислой среде (при рН<5,0), при взаимодействии нитрита натрия с натриевой или аммонийной солью сульфаминовой кислоты протекает окислительно-восстановительная экзотермическая реакция:

NaNH2SO3+NaNO2→Na2SO4+H2O+N2+Q;

NH4NH2SO3+2NaNO2→Na2SO4+3H2O+2N2+Q.

Соль сульфаминовой кислоты содержит амидную группу, которая окисляется в кислой среде нитритом натрия.

При взаимодействии аммонийной соли сульфаминовой кислоты с нитритом натрия кроме окисления амидной группы сульфаминовой кислоты окисляется и катион аммония.

Экспериментально установлено, что при взаимодействии нитрита натрия и соли сульфаминовой кислоты при рН>4,0 увеличивается время достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты. Увеличение времени достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты удалось достигнуть путем дополнительного введения в водный раствор сульфаминовой кислоты уксуснокислого аммония.

Дополнительное введение в водный раствор сульфаминовой кислоты определенного количества уксуснокислого аммония приводит к образованию сложной буферной системы, поддерживающей рН раствора от 4,0 до 5,0.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Для приготовления водного раствора нитрита натрия в пресную воду при постоянном перемешивании механической мешалкой дозируется нитрит натрия в товарной форме.

Для приготовления водного раствора сульфаминовой кислоты в пресную воду при постоянном перемешивании механической мешалкой дозируется сульфаминовая кислота и гидроксид натрия или водный аммиак в товарной форме. Реакция нейтрализации сульфаминовой кислоты сопровождается выделением тепла, поэтому необходимо предусмотреть охлаждение емкости, в которой происходит смешивание. Далее к полученному водному раствору сульфаминовой кислоты добавляют уксуснокислый аммоний в количестве, обеспечивающем достижение водородного показателя раствора сульфаминовой кислоты в пределах 4,0-5,0.

Указанные водные растворы нитрита натрия и сульфаминовой кислоты смешивают в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия и сульфаминовой кислоты, секундомером фиксируют время достижения максимальной температуры реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты, электронным термометром фиксируют максимальную температуру разогрева реакционной смеси.

Пример конкретного выполнения.

Готовят водный раствор нитрита натрия со следующим содержанием компонентов, мас. %:

- нитрит натрия 17
- вода пресная 83.

В стакан наливают 41,5 г пресной воды и при постоянном перемешивании механической мешалкой растворяют в ней 8,5 г нитрита натрия. Получают 43 см3 водного раствора нитрита натрия.

Готовят водный раствор сульфаминовой кислоты со следующим содержанием компонентов, мас. %:

- сульфаминовая кислота 20
- гидроксид натрия 8
- уксуснокислый аммоний 4
- вода пресная 68.

В стакан наливают 34,5 г пресной воды и при постоянном перемешивании механической мешалкой добавляют 10 г сульфаминовой кислоты и 4 г гидроксида натрия. Далее к полученному раствору добавляют 2 г уксуснокислого аммония. Объем полученного водного раствора сульфаминовой кислоты составляет 43 см3 с рН=4,58.

Полученные растворы смешивают. Время достижения максимальной температуры реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты составляет 510 с. Максимальная температура разогрева реакционной смеси водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты составляет 99°С (таблица, опыт 4). Результаты, представляющие практический интерес, получаются при содержании нитрита натрия в водном растворе нитрита натрия 17-46 мас. % и содержании сульфаминовой кислоты в водном растворе сульфаминовой кислоты 20-50 мас. %. Уменьшение содержания нитрита натрия в водном растворе нитрита натрия и сульфаминовой кислоты в водном растворе сульфаминовой кислоты снижает эффективность термохимической обработки пласта из-за низкой температуры разогрева реакционной смеси водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты (таблица, опыт 1), увеличение содержания нитрита натрия в водном растворе нитрита натрия и сульфаминовой кислоты в водном растворе сульфаминовой кислоты не приводит к увеличению разогрева реакционной смеси и повышению эффективности термохимической обработки пласта и экономически нецелесообразно (таблица, опыт 16).

Таким образом, при смешивании указанных в наиболее близком аналоге соотношений компонентов реакционной смеси водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты протекает скоротечная реакция с достижением максимальной температуры разогрева реакционной смесью через 9-12 секунд. При этом значительная часть тепла будет расходоваться на прогрев обсадной колонны скважины и цементного камня.

В предлагаемом способе при смешивании такого же соотношения компонентов реакционной смеси водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты протекает реакция с замедленной скоростью с достижением максимальной температуры разогрева реакционной смеси через 7,8-8,5 минут.

Предлагаемый способ термохимической обработки пласта повышает эффективность теплового воздействия на пласт за счет увеличения времени достижения максимальной температуры разогрева реакционной смесью водных растворов нитрита натрия и сульфаминовой кислоты.

Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт водного раствора нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нитрит натрия 17-46
вода пресная остальное

и водного раствора сульфаминовой кислоты, отличающийся тем, что водный раствор сульфаминовой кислоты с рН 4,0-5,0 дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении реагентов, мас.%:

сульфаминовая кислота 20-50
гидроксид натрия или водный аммиак 8-30
уксуснокислый аммоний 1-7
вода пресная остальное

причем закачку в пласт указанных водных растворов осуществляют в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия и сульфаминовой кислоты.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение прорыва теплоносителя к подстилающим пластовым водам, увеличение коэффициента извлечения нефти, экономия энергетических ресурсов.

Группа изобретений относится к нагревателю месторождения для индуктивного нагревания геологической формации, в частности месторождения нефтеносных песков, горючих сланцев, особо тяжелой нефти или тяжелой нефти.

Группа изобретений относится к нагревателю месторождения для индуктивного нагревания геологической формации, в частности месторождения нефтеносных песков, горючих сланцев, особо тяжелой нефти или тяжелой нефти.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.

Изобретение относится к области крепления скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин. Технический результат - получение стабильной утяжеленной буферной жидкости на углеводородной основе, обладающей высокой моющей способностью и пониженным показателем фильтрации, позволяющей повысить качество крепления обсадных колонн скважин, пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземного пласта, используемого при добыче углеводородов из подземной формации. Жидкость для гидроразрыва, содержащая в водной среде ассоциативный полимер и лабильное поверхностно-активное средство - ЛПАВ в количестве, достаточном для снижения или подавления эффекта повышения вязкости, вызванного указанным ассоциативным полимером.

Изобретение относится к биотехнологии. Штамм Gordonia amicalis 6-1, способный к генерации непосредственно в нефтяном пласте нефтевытесняющего агента - биоПАВ и снижающий содержание сероорганических соединений в нефти, депонирован во Всероссийской Коллекции Микроорганизмов ИБФМ им.

Предложен способ отбора растворителей для солюбилизации углеводородов нефти, который включает в себя смешивание от по меньшей мере 10 до 120 частей на миллион (ррm) углеводородов нефти с выбранным растворителем с образованием первого раствора; измерение оптической плотности первого раствора спектроскопическим методом с применением датчика; добавление к первому раствору сорастворителя, включающего ионную жидкость, и смешивание с образованием второго раствора; измерение оптической плотности второго раствора спектроскопическим методом с применением датчика; и определение увеличения оптической плотности второго раствора относительно первого раствора с применением блока управления, соединенного с датчиком, при этом увеличение оптической плотности составляет по меньшей мере приблизительно 70%.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к двум вариантам способа уменьшения или предотвращения роста микроорганизмов в содержащей углеводороды системе, включающей систему закачки воды, систему выделения углеводородов или систему добычи углеводородов.

Настоящее изобретение относится к текучей среде носителя для гидроразрыва подземного пласта. Описана текучая среда для гидроразрыва, содержащая по меньшей мере одну текучую среду носителя для гидроразрыва, содержащую по меньшей мере одно соединение линейного или разветвленного гидрофторуглерода, имеющее температуру кипения при давлении 1 атм (101325 Па) от 0°C до 65°C, а также расклинивающие наполнители.

Предложены варианты способа обработки подземной формации. Способ по одному варианту включает в себя: введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв; введение потока с высоким наполнением, содержащего отклоняющий агент, в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком для формирования отклоняющей суспензии; подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в первый разрыв для отклонения потока текучей среды во второй разрыв; и нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления во второй разрыв.

Настоящее изобретение относится к поверхностно-активным веществам, пригодным в областях применения жидкого или надкритического CO2. Описано поверхностно-активное вещество, содержащее группу алифатического поликарбоната и углеводорода, связанные посредством атома кислорода, причем поверхностно-активное вещество содержит соединение формулы: где R1, R2, R3 и R4 для каждого случая в полимерной цепи независимо выбраны из группы, состоящей из -H, фтора, необязательно замещенной C1-40 алифатической группы, необязательно замещенной C1-20 гетероалифатической группы и необязательно замещенной арильной группы, где любые два или более R1, R2, R3 и R4 могут быть необязательно взяты вместе с промежуточными атомами для образования одного или нескольких необязательно замещенных колец, необязательно содержащих один или несколько гетероатомов; группа содержит насыщенный или ненасыщенный углеводород; Y выбран из группы, состоящей из -H, необязательно замещенной C1-12 алифатической группы, необязательно замещенного арила, необязательно замещенного C1-12 ацила, -SO2R, -SiR3 и простой полиэфирной цепи, где R является независимо для каждого случая необязательно замещенным арилом или необязательно замещенной C1-12 алифатической группой; и n является целым числом от больше чем 1 до 50.

Группа изобретений относится к области добычи нефти. Технический результат – повышение эффективности и безопасности способа термокислотной обработки призабойной зоны, регулирование скорости нейтрализации кислоты. Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов, имеющих температуру 20-160°С, по первому варианту характеризуется тем, что в зону реагирования в контейнере на насосно-компрессорных трубах НКТ спускают металлический магний или алюминий, или цинк в виде стержней диаметром 30-35 мм и длиной до 1000 мм или в виде гранул, затем закачивают нитрат аммония в виде гомогенного 50-70%-ного водного раствора, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью в продуктивный пласт, затем закачивают 15-20%-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 м реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду. Способ по второму варианту характеризуется тем, что закачивают в скважину водный гель-раствор нитрата аммония с полиакриламидом с одновременным вводом в него расчетного количества порошка магния или алюминия, или цинка, продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью, затем закачивают 15-20%-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния или алюминия, или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляют для удаления друг от друга на расстояние 4-15 м реакционных зон - зоны образования водорода взаимодействием магния или алюминия, или цинка с соляной кислотой и зоны восстановления нитрата аммония до нитрита аммония и одновременного разложения образующегося нитрита аммония на азот и воду. 2 н.п. ф-лы, 2 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2018-02-21 2019-01-01T16:52:10
Наверх