RU2042808C1 - Раствор для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров - Google Patents
Раствор для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров Download PDFInfo
- Publication number
- RU2042808C1 RU2042808C1 RU93019118A RU93019118A RU2042808C1 RU 2042808 C1 RU2042808 C1 RU 2042808C1 RU 93019118 A RU93019118 A RU 93019118A RU 93019118 A RU93019118 A RU 93019118A RU 2042808 C1 RU2042808 C1 RU 2042808C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- acrylic polymers
- removal
- water
- mud fill
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к растворам для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров из скважин и пласта. Удаление кольмутирующих образований акриловых полимеров из скважины и продуктивного пласта достигается тем, что в растворе для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров используют водорастворимое комплексообразующее соединение N, N, N′, N′ -тетракис-(2-гидроксипропил)-этилендиамин с эмпирической формулой (0,5 0,75 мас.) C14H32N2O4 с водой (остальное). 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к растворам для удаления образований полимеров акрилового ряда из скважин и продуктивного пласта.
Известен раствор для обработки скважин, включающий следующие компоненты, мас. перекись водорода 10-30; дигидроортофосфат кальция 10-30; вода остальное [1]
Известный состав не позволяет проводить декольматацию скважины и продуктивного пласта, закольматированных образованиями полимеров акрилового ряда.
Известный состав не позволяет проводить декольматацию скважины и продуктивного пласта, закольматированных образованиями полимеров акрилового ряда.
Наиболее близким к предлагаемому является раствор, включающий следующие компоненты, мас. дигидроортофосфат кальция 10-15; кислородсодержащее соединение серы 30-40; ПАВ 0,15-0,25; вода остальное.
Известный способ не позволяет эффективно производить декольматацию скважин в условиях карбонатной составляющей цемента песчаников, так как кислородсодержащее соединение серы при взаимодействии с карбонатами кальция приводит к образованию гипса.
Целью изобретения является удаление кольматирующих образований акриловых полимеров из скважины и продуктивного пласта.
Цель достигается тем, что в растворе для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров, включающем водорастворимое комплексообразующее соединение, в качестве раствора используют композицию, включающую, мас. N,N, N', N'-тетракис- (2-гидроксипропил)- этилендиамин с эм- пирической формулой C14H32N2O4 0,5-0,25 Вода Остальное
Существенными признаками изобретения являются.
Существенными признаками изобретения являются.
Использование в качестве комплексообразователя водорастворимого дигидроортофосфата кальция Ca(H2PO4)2 неорганического происхождения.
Использование ПАВ.
Использование в качестве комплексообразователя N,N,N',N'-тетракис-(2-гидроксипропил)-этилендиамина с эмпирической формулой C14H32N2O4 органического происхождения.
В настоящее время при бурении скважин на углеводороды в отечественной и зарубежной практике в составе промывочных жидкостей используют полимеры акрилового ряда (полиакрилонитрил натрия, гипан, серогель, сайпан, унифолк, полиакриламид и др.) в сочетании с глинами преимущественно монтмориллонитового типа. Полимеры понижают вязкость промывочной жидкости, делают устойчивыми стенки скважин, и их отрицательные заряды адсорбируются на положительно заряженных участках ребер глинистых минералов, входящих как в состав промывочных жидкостей, так и в состав цемента песчаников. Это предопределяет образование в околоскважинной зоне кольматацию продуктивного пласта органо-минералогическими образованиями, представленными сложно взаимодействующими между собой глинистыми минералами и полимерами акрилового ряда.
При сооружении скважин повсеместно происходит прихват бурового инструмента подобного рода органо-минералогическими образованиями, ликвидация которого известными способами, основанными на использовании различных технологических растворов, затруднительна.
В рассматриваемых условиях вторичное вскрытие продуктивного пласта известными способами также не обеспечивает достаточно полной гидравлической взаимосвязи скважины с продуктивным пластом ввиду значительных размеров зоны кольматации (2-4 м и более).
Зачастую наличие перетоков подземных вод в заколонном пространстве обусловлено некачественной цементацией из-за наличия органо-минералогических образований как на стенках ствола скважины, так и на обсадной колонне. Удаление этих образований известными растворами проблематично.
Наличие органо-минералогических образований, кольматирующих околоскважинную зону, не позволяет эффективно проводить как освоение, так и капитальный ремонт скважин.
Применяемые в изобретении компоненты раствора позволяют качественно удалять кольматирующие образования полимеров акрилового ряда. Раствор обеспечивает удаление органо-минералогических образований из скважины и продуктивного пласта.
Взаимодействие водорастворимого N,N,N',N'-тетракис-(2-гидроксипропил)-эти- лендиамина с кольматирующими образованиями основан на способности реагента С14H32N2O4 образовывать разнолигидные водорастворимые комплексы с акриловыми полимерами и с ионами, входящими в состав кристаллической решетки глинистых минералов (Mg2+, Al3+, Fe2+), а также с ионами, сорбированными на глине (щелочные металлы, Ca2+, Fe2+), что способствует разрушению органо-минералогического комплекса, кольматирующего продуктивный пласт. Реагент также обеспечивает стабилизацию в растворе ионов поливалентных металлов и предотвращает выпадение таких труднорастворимых соединений как гипс, гидроксиды алюминия и железа. Предлагаемый реагент обладает всеми свойствами ПАВ.
П р и м е р. Опыты проводились на фильтрационной установке УИПК-2М, моделирующей пластовые условия (среда, давление, температура, флюид). Для опытов использовали керны песчаников с разведочных скважин, сооружаемых на обычном буровом растворе. Керны выбуривались параллельно напластованию. В атмосферных условиях определялись коллекторские свойства образца (пористость, карбонатность).
После определения коэффициента проницаемости (Ко) в пластовых условиях (85оС, 18 МПа) через образец прокачивали промывочную жидкость, используемую для вскрытия продуктивного пласта (сайпан 0,3 мас. полиакриламид 0,05 мас. бентонитовая глина 5 мас. а также добавки КМЦ, барита, УФХЛ и др.). Далее определяли коэффициент проницаемости закольматированного керна (Кк) и приступали к реагентной обработке. Через образец прокачивали раствор, равный 16-ти объемам его порового пространства. Время обработки 24 ч. После обработки производили промывку образца и определение его эффективности (Кр).
Эффективность обработок оценивали путем сопоставления первоначального коэффициента проницаемости с достигнутым в результате обработки.
В таблице представлены данные о примерах реализации изобретения в аналогичных условиях.
Из таблицы следует, что в пределах заявляемых концентраций рекомендуемой композиции раствора (опыты NN 1-4) коэффициент проницаемости образцов увеличивается относительно первоначального на 142,4-180% в то время как по прототипу (опыт N 7) на 51,5%
Уменьшение концентрации реагента С14H32N2O4 вне заявляемых пределов (опыт N 5) не обеспечивает увеличения коэффициента проницаемости до значений, близких к первоначальному, а увеличение концентрации рассматриваемого реагента выше заявляемого предела (опыт N 6) не дает дополнительного эффекта.
Уменьшение концентрации реагента С14H32N2O4 вне заявляемых пределов (опыт N 5) не обеспечивает увеличения коэффициента проницаемости до значений, близких к первоначальному, а увеличение концентрации рассматриваемого реагента выше заявляемого предела (опыт N 6) не дает дополнительного эффекта.
Claims (1)
- РАСТВОР ДЛЯ УДАЛЕНИЯ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ АКРИЛОВЫХ ПОЛИМЕРОВ, включающий соль амина и растворитель, отличающийся тем, что в качестве соли амина раствор содержит N, N, N′, N′ тетракис(2-гидроксипропил)-этилендиамин формулы C1 4H3 2N2O4, а в качестве растворителя воду при следующих соотношениях компонентов, мас.ч.N, N, N′, N′ -тетракис (2-гидроксипропил)-этилендиамин формулы C1 4H3 2N2O4 0,5 0,75
Вода Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93019118A RU2042808C1 (ru) | 1993-04-13 | 1993-04-13 | Раствор для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU93019118A RU2042808C1 (ru) | 1993-04-13 | 1993-04-13 | Раствор для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2042808C1 true RU2042808C1 (ru) | 1995-08-27 |
RU93019118A RU93019118A (ru) | 1995-09-27 |
Family
ID=20140248
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU93019118A RU2042808C1 (ru) | 1993-04-13 | 1993-04-13 | Раствор для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2042808C1 (ru) |
-
1993
- 1993-04-13 RU RU93019118A patent/RU2042808C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент США N 3563315, кл. E 21B 43/28, 1971. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DK1278939T3 (en) | Liquids for treating wells comprising chelating agents | |
CA2643835C (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
US4423781A (en) | Method of using a spacer system in brine completion of wellbores | |
EP1038090B1 (en) | An improvement in placing cement slurry in wells in the presence of geological zones containing swelling clays or mud residues containing clays | |
CA2624791C (en) | A process for consolidating a formation | |
EA200200864A1 (ru) | Способы очистки глинистой корки и гравийной набивки для буровых растворов на масляной основе или водяной основе | |
WO2014058696A1 (en) | Boron removal system and method | |
RU2042808C1 (ru) | Раствор для удаления кольматирующих образований акриловых полимеров | |
RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2724828C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта | |
RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
RU2042801C1 (ru) | Способ обработки перфорированной прискважинной зоны | |
RU2065951C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта | |
RU2679936C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований | |
RU2042806C1 (ru) | Раствор для удаления полимерных образований акрилового ряда | |
RU2304706C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2160827C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия пласта | |
RU2086760C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин | |
RU2011807C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
CA1158546A (en) | Spacer system useful in brine completion of wellbores | |
SU1675545A1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
SU1421849A1 (ru) | Способ изол ции притока воды в эксплуатационные скважины | |
RU2042800C1 (ru) | Способ обработки перфорационной зоны скважины | |
RU2102591C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта |