RU2002104414A - Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне - Google Patents
Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зонеInfo
- Publication number
- RU2002104414A RU2002104414A RU2002104414/03A RU2002104414A RU2002104414A RU 2002104414 A RU2002104414 A RU 2002104414A RU 2002104414/03 A RU2002104414/03 A RU 2002104414/03A RU 2002104414 A RU2002104414 A RU 2002104414A RU 2002104414 A RU2002104414 A RU 2002104414A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- emulsion
- reservoir
- well
- prepared
- Prior art date
Links
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 4
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims 3
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 claims 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 claims 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 1
- 239000004071 soot Substances 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
Claims (7)
1. Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта скважины, включающий осуществление в скважине технологической операции с применением обратной углеводородной эмульсии на водной основе, отличающийся тем, что перед проведением технологической операции в скважине приготавливают обратную углеводородную эмульсию с гидрофобными частицами твердого углеводорода - сажи, после чего осуществляют технологическую операцию и формируют на стенках скважины гидрофобный кольматационный слой из частиц сажи толщиной, обеспечивающей предотвращение фильтрации жидкости из скважины в продуктивный пласт.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве технологического раствора используется инвертная эмульсия, приготовленная на основе углеводородной суспензии и водного раствора катионоактивного ПАВ.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородная суспензия готовится на основе дизельного топлива или бензина или конденсата или безводной нефти, а в качестве твердой фазы используются гидрофобные частицы твердого углеводорода (сажи) с диаметром частиц не более 0,1 мкм в количестве 2-5%.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что первоначально готовится эмульсия типа “масло в воде”, стабилизатором которой являются водорастворимые катионоактивные ПАВ.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, для инвертации эмульсии используется хлористый кальций или соляная кислота в эквимолярных по отношению к ПАВ количествах.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что удельный вес инвертного бурового раствора на углеводородной основе достигается путем добавки соответствующего утяжелителя.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в водный раствор катионоактивного ПАВ добавляют глиностабилизатор.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002104414/03A RU2232872C2 (ru) | 2002-02-20 | 2002-02-20 | Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002104414/03A RU2232872C2 (ru) | 2002-02-20 | 2002-02-20 | Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002104414A true RU2002104414A (ru) | 2003-10-10 |
RU2232872C2 RU2232872C2 (ru) | 2004-07-20 |
Family
ID=33412294
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002104414/03A RU2232872C2 (ru) | 2002-02-20 | 2002-02-20 | Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2232872C2 (ru) |
-
2002
- 2002-02-20 RU RU2002104414/03A patent/RU2232872C2/ru not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP4659924B2 (ja) | カーボンナノチューブを含む掘削流体 | |
US20100243236A1 (en) | Nanoparticle-densified newtonian fluids for use as cementation spacer fluids and completion spacer fluids in oil and gas wells | |
BRPI0707411A2 (pt) | fluido para poço (sem revestimento) compreendendo um fluido de base e um agente de ligação em partìculas | |
NO20060956L (no) | Borefremgangsmate | |
US4240915A (en) | Drilling mud viscosifier | |
EA200200864A1 (ru) | Способы очистки глинистой корки и гравийной набивки для буровых растворов на масляной основе или водяной основе | |
JP2020532627A (ja) | 増強された高温架橋破砕流体 | |
WO2019177594A1 (en) | Multifunctional friction reducers | |
EA008671B1 (ru) | Эмульсионная система, полученная при помощи волокна | |
RU2002104414A (ru) | Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне | |
US4312765A (en) | Viscosifying agent | |
RU2186819C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор преимущественно для бурения горизонтальных скважин (варианты) | |
RU2181832C2 (ru) | Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин | |
EP2935505A1 (en) | Beneficiated clay viscosifying additives | |
RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
RU2319727C1 (ru) | Состав для обработки терригенных коллекторов | |
US7316991B1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
CN104109527B (zh) | 一种微乳化酸液及其制备方法 | |
CA1260692A (en) | Method for releasing stuck drill string | |
RU2232872C2 (ru) | Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне | |
RU2602280C1 (ru) | Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
US11492534B1 (en) | Vegetable oil invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation | |
US11453813B1 (en) | Diesel invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation | |
US11479706B1 (en) | Mineral oil invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation | |
US11814571B1 (en) | Drilling fluid for hydrogen sulfide treatment |