RU2028362C1 - Безглинистая высокоминерализованная жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ - Google Patents
Безглинистая высокоминерализованная жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ Download PDFInfo
- Publication number
- RU2028362C1 RU2028362C1 SU4860997A RU2028362C1 RU 2028362 C1 RU2028362 C1 RU 2028362C1 SU 4860997 A SU4860997 A SU 4860997A RU 2028362 C1 RU2028362 C1 RU 2028362C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- repair
- urea
- clayless
- liquid
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 14
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 abstract 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 10
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 8
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 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 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 calcium nitrate ions Chemical class 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- RYAGRZNBULDMBW-UHFFFAOYSA-L calcium;3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfonatopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonate Chemical compound [Ca+2].COC1=CC=CC(CC(CS([O-])(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS([O-])(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O RYAGRZNBULDMBW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011534 incubation Methods 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000005185 salting out Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Paper (AREA)
Abstract
Использование: бурение, крепление и проведение ремонтно-восстановительных работ в нефтяных и газовых скважинах. Сущность: жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ содержит, мас.%: кольцевая селитра 30 - 46, лигносульфонат 10 - 18, мочевину 5 - 8, воду - остальное, жидкость имеет низкие значения фильтрации при одновременном сохранении стабильности ее технологических параметров. 1 табл.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ в газовых и газоконденсатных скважинах, вторичного вскрытия продуктивного пласта и спуске подземного оборудования.
Известна жидкость без твердой фазы для глушения скважин на основе водного раствора смеси солей кальция [1]. Недостатком такой жидкости является высокая фильтрация даже после загущения рассола, что ведет к большому расходу реагентов и снижению проницаемости призабойной зоны пласта как за счет гидратации глинистых материалов пласта, так и за счет кольматации твердыми частицами, содержащимися в рассоле.
Известен также состав для обработки буровых скважин, содержащий по крайней мере одну растворимую в воде соль двухвалентного металла и загуститель [2] . В качестве солей двухвалентных металлов могут быть использованы: бромистый цинк, бромистый кальций, хлористый кальций или их смеси, а в качестве загустителя - четвертичные соли аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: Бромистый цинк 5-15 Бромистый кальций 25-45 Хлористый кальций 5-20 Загуститель 0,5-2 Вода Остальное
Состав имеет высокий показатель фильтрации, равный 39 ˙ 10-6 м3/1800 c при содержании компонентов, мас. % : СаСl2 - 12, CaBr2 - 37, ZnBr2 - 14, загуститель - 1,0 и вода - остальное. Заметного снижения фильтрации можно достигнуть добавкой наполнителя - частиц органической смолы. Однако при освоении скважины наполнитель необходимо удалять с помощью специальных растворителей, что увеличивает время выхода скважины из ремонта.
Состав имеет высокий показатель фильтрации, равный 39 ˙ 10-6 м3/1800 c при содержании компонентов, мас. % : СаСl2 - 12, CaBr2 - 37, ZnBr2 - 14, загуститель - 1,0 и вода - остальное. Заметного снижения фильтрации можно достигнуть добавкой наполнителя - частиц органической смолы. Однако при освоении скважины наполнитель необходимо удалять с помощью специальных растворителей, что увеличивает время выхода скважины из ремонта.
Целью изобретения является снижение фильтрации при одновременном сохранении стабильности ее технологических параметров.
Достигается это тем, что известный состав, содержащий минеральную соль, загуститель и воду, дополнительно содержит мочевину, а в качестве минеральной соли и загустителя - кальциевую селитру и лигносульфонат соответственно при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Кальциевая селитра 0-46 Лигносульфонат 10-18 Мочевина 5-8 Вода Остальное
К лигносульфонатам относится сульфитно-спиртовая барда (ССБ), сульфитно-дрожжевая бражка (СДБ), конденсированная сульфитно-спиртовая барда (КССБ) и др. , которые проявляют аналогичные действия в предлагаемом составе.
К лигносульфонатам относится сульфитно-спиртовая барда (ССБ), сульфитно-дрожжевая бражка (СДБ), конденсированная сульфитно-спиртовая барда (КССБ) и др. , которые проявляют аналогичные действия в предлагаемом составе.
В качестве утяжелителя выбрана кальциевая селитра (ТУ 6-03-367-74), которая кроме нитрата кальция (82 мас.%) содержит нитрат аммония (4-7 мас.% ). Растворы нитрата кальция имеют довольно высокую плотность, подвержены образованию ионных пар, при высоких концентрациях в растворе преобладают одновалентные ионы (СаNO3)+ и числа гидратации ионов нитрата кальция соответствуют таковым для 1-1 валентных электролитов, а следовательно, нитрат кальция будет иметь низкую высаливающую способность при высокой плотности. Нитрат аммония относится к 1-1 валентным электролитам и имеет гидратацию приблизительно одинаковую с нитратом кальция.
Мочевина соответствует ГОСТу 6691-77.
При растворении кальциевой селитры в водных растворах лигносульфонатов происходит связывание воды в гидратные оболочки ионов Са++ и NO3 -. Лигносульфонаты имеют небольшую степень гидратации, свойственную нитеобразным высокомолекулярным соединениям, а в высококонцентрированных солевых системах вода из гидратных оболочек лигносульфонатов переходит в гидратные оболочки ионов. Дегидратация лигносульфонатов приводит к постепенному (через коллоидную фазу) выпадению лигносульфонатов в осадок. При добавлении в раствор мочевины разрушается структура воды и тем самым смещается равновесие между свободной и связанной в гидратной оболочке ионов водой. Это приводит к образованию менее прочной гидратной оболочки ионов и, кроме того, молекулы мочевины внедряются в гидратную оболочку ионов, повышают активность воды, замещая ее в гидратной оболочке ионов и образуя комплексные соединения, в частности Са(NO3)2˙ 4СО(NH2)2. Мочевина образует также комплексы с активными группами лигносульфонатов, тем самым повышая их гидрофильность. Все это приводит к тому, что гидратная оболочка лигносульфонатов практически не разрушается и растворимость лигносульфонатов повышается в высокоминерализованных системах, что позволяет получить высокоминерализованные безглинистые жидкости с повышенной плотностью. Молекулы мочевины, разрушая структуру воды, образуют с ней новые водородные связи и создают прочную структуру раствора, включающую лигносульфонаты и ионы электролитов. В результате этого вся вода находится в связанном состоянии и фильтрация практически отсутствует.
П р и м е р 1. Растворяют 100 г (10 мас.%) КССБ в 550 г (55 мас.%) воды. В раствор добавляют 50 г (5 мас.%) мочевины. Перемешивают до полного растворения мочевины, а затем добавляют 300 г (30 мас.%) кальциевой селитры. Все тщательно перемешивают до полного растворения. Через 24 ч после приготовления раствор имеет характеристики: плотность 1405 кг/м3; пластическая вязкость 9 ˙ 10-3 Па ˙ с; статическое напряжение сдвига (СНС) - 0; фильтрация 0,5˙ 10-6 м3/1800 с. После двухчасового термостатирования при 95оС состав имеет характеристики: плотность 1406 кг/м3; пластическая вязкость 9 ˙ 10-3 Па ˙ с; СНС - 0; фильтрация 0,5 ˙ 10-6 м3/1800 с.
П р и м е р 2. Готовят раствор следующего состава, г/мас.%: Кальциевая селитра 380/38 Лигносульфонат (ССБ) 140/14 Мочевина 60/6 Вода 420/42
Через 24 ч раствор имеет следующие характеристики: плотность 1466 кг/м3; пластическая вязкость 27˙ 10-3 Па ˙ с; СНС - 0; фильтрация - 0.
Через 24 ч раствор имеет следующие характеристики: плотность 1466 кг/м3; пластическая вязкость 27˙ 10-3 Па ˙ с; СНС - 0; фильтрация - 0.
Характеристики после термостатирования: плотность 1462 кг/м3; пластическая вязкость - 25 ˙ 10-3 Па ˙ с; СНС - 0; фильтрация - 0.
П р и м е р 3. Готовят раствор следующего состава, г/мас.%: Кальциевая селитра 460/46 Лигносульфонат (ССБ) 100/10 Мочевина 70/7 Вода 370/37
Через 24 ч раствор имеет характеристики: плотность 1490 кг/м3; пластическая вязкость 26 ˙ 10-3 Па ˙ с; СНС - 10; фильтрация - 0.
Через 24 ч раствор имеет характеристики: плотность 1490 кг/м3; пластическая вязкость 26 ˙ 10-3 Па ˙ с; СНС - 10; фильтрация - 0.
Характеристики после термостатирования: плотность 1492 кг/м3; пластическая вязкость 26 ˙ 10-3 Па ˙ с; СНС - 0; фильтрация - 0.
Для удобства данные примеров приведены в таблице.
Предлагаемый состав в предлагаемых пределах при достаточно высокой плотности (до 1500 кг/м3) обладает легко регулируемой пластической вязкостью и минимальной фильтрацией, которые сохраняются после термостатирования. Использование предлагаемого состава позволяет уменьшить время освоения скважины после проведения ремонтно-восстановительных работ, а также время выхода скважины на режим после освоения.
Claims (1)
- БЕЗГЛИНИСТАЯ ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ, содержащая минеральную соль, загуститель и воду, отличающаяся тем, что, с целью снижения фильтрации при одновременном сохранении стабильности ее технологических параметров, она дополнительно содержит мочевину, а в качестве минеральной соли и загустителя - кальциевую селитру и лигносульфонат соответственно при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Кальциевая селитра - 30 - 46
Лигносульфонат - 10 - 18
Мочевина - 5 - 8
Вода - Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4860997 RU2028362C1 (ru) | 1990-08-20 | 1990-08-20 | Безглинистая высокоминерализованная жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4860997 RU2028362C1 (ru) | 1990-08-20 | 1990-08-20 | Безглинистая высокоминерализованная жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2028362C1 true RU2028362C1 (ru) | 1995-02-09 |
Family
ID=21533101
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4860997 RU2028362C1 (ru) | 1990-08-20 | 1990-08-20 | Безглинистая высокоминерализованная жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2028362C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2187529C1 (ru) * | 2001-04-02 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Жидкость для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2387687C2 (ru) * | 2008-06-27 | 2010-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ "ПРАЙД" | Способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
-
1990
- 1990-08-20 RU SU4860997 patent/RU2028362C1/ru active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Вольтерс Л.А., Рябоконь С.А. Ингибирующие свойства жидкости глушения скважин плотностью до 1600 кг/м 3 без твердой фазы. Растворы и технологические требования к их свойствам, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1986, с.174-177. * |
| Патент США N 4725372, кл. E 21B 43/00, опублик.1988. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2187529C1 (ru) * | 2001-04-02 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Жидкость для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2387687C2 (ru) * | 2008-06-27 | 2010-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ "ПРАЙД" | Способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2057780C1 (ru) | Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы | |
| US4349443A (en) | Viscosifier and fluid loss control system | |
| DE69418682T2 (de) | Polysaccharide enthaltende Flüssigkeiten mit verbesserter Hitzebeständigkeit | |
| US5559263A (en) | Aluminum citrate preparations and methods | |
| DE69433329T2 (de) | Bohrspüladditive und Verfahren zur Hydratationsbeschleunigung | |
| US4366070A (en) | Viscosifier & fluid loss control system | |
| US4455169A (en) | Salt water cement slurries and water loss reducing additives therefor | |
| US4500436A (en) | Saltwater and hard water bentonite mud | |
| RU2115686C1 (ru) | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин | |
| JPH02258888A (ja) | 抗井処理流体 | |
| US2856356A (en) | Preparation of a drilling fluid composition and method of use | |
| DE3126489C2 (ru) | ||
| CN107523280B (zh) | 一种用于海水泥浆的增粘降滤失复合剂及其制备方法 | |
| RU2028362C1 (ru) | Безглинистая высокоминерализованная жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ | |
| US4151098A (en) | Acidizing subterranean well formations containing deposits of metal compounds | |
| EP0137872B1 (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
| US4473479A (en) | Viscosifier and fluid loss control system | |
| RU2011675C1 (ru) | Буровой раствор для заканчивания скважин | |
| USRE31748E (en) | Viscosifier and fluid loss control system | |
| SU1742467A1 (ru) | Гидрофобна эмульси дл обработки пласта | |
| US4842770A (en) | Drilling fluid thinner | |
| US4209409A (en) | Drilling fluid additives | |
| RU2004771C1 (ru) | Состав дл изол ции пластовых вод | |
| RU2135542C1 (ru) | Гидрогелевый буровой раствор | |
| RU2060360C1 (ru) | Тампонажный состав |