RU2116327C1 - Fluid for killing wells - Google Patents
Fluid for killing wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2116327C1 RU2116327C1 RU97101072A RU97101072A RU2116327C1 RU 2116327 C1 RU2116327 C1 RU 2116327C1 RU 97101072 A RU97101072 A RU 97101072A RU 97101072 A RU97101072 A RU 97101072A RU 2116327 C1 RU2116327 C1 RU 2116327C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- triethanolamine
- fluid
- killing
- calcium chloride
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин специальными жидкостями перед проведением подземных ремонтов. The invention relates to the oil industry, in particular to killing wells with special fluids before underground repairs.
Известен состав жидкости для глушения скважин, содержащий растворенные соли хлористого кальция (CaCl2) в воде или хлористого натрия в воде (NaCl). Использование водных растворов неорганических солей хлористого кальция и хлористого натрия приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважины, резкому увеличению насыщенности пласта водой и, как следствие, снижению относительной фазовой проницаемости по нефти, кроме того, перемешиваясь с нефтью, вода образует высоковязкие эмульсии, а смешение с пластовыми водами приводит к нарушению химического равновесия и выпадению солей; при взаимодействии с водочувствительными минералами происходит изменение их объема и пористости пласта [1].Known composition of the liquid for killing wells, containing dissolved salts of calcium chloride (CaCl 2 ) in water or sodium chloride in water (NaCl). The use of aqueous solutions of inorganic salts of calcium chloride and sodium chloride leads to a decrease in the permeability of the rocks of the near-wellbore zone of the well, a sharp increase in the saturation of the formation with water and, as a result, a decrease in the relative phase permeability of oil, in addition, mixing with oil, water forms highly viscous emulsions, and mixing with produced water leads to a violation of chemical equilibrium and the loss of salts; when interacting with water-sensitive minerals, their volume and porosity of the formation change [1].
Наиболее близким к изобретению техническим решением является жидкость для глушения скважин [2], в составе которой содержатся продукты отходов от производства глицерина и водная фаза в виде водного раствора хлористого натрия. Однако область применения этой жидкости [2] ограничивается скважинами, вскрывшими нефтяные пласты с преобладанием содержания в пластовой воде солей хлористого натрия. Closest to the invention, the technical solution is a liquid for killing wells [2], which contains waste products from the production of glycerol and the aqueous phase in the form of an aqueous solution of sodium chloride. However, the scope of this fluid [2] is limited to wells that have discovered oil reservoirs with a predominance of sodium chloride salts in produced water.
Целью изобретения является обеспечение сохранения фильтрационных характеристик пород призабойной зоны при глушении нефтяных пластов, с преобладанием содержания в пластовой воде солей хлористого кальция, и создание благоприятных условий притока жидкости на забой скважин при их освоении. The aim of the invention is to ensure the preservation of the filtration characteristics of the bottomhole zone rocks during the killing of oil reservoirs, with a predominance of the content of calcium chloride salts in the formation water, and the creation of favorable conditions for the flow of fluid to the bottom of the wells during their development.
Поставленная цель достигается применением жидкости для глушения скважин, содержащей углеводородную и водную фазы, согласно изобретению в качестве углеводородной фазы жидкость содержит триэтаноламин технический по ТУ 6-02-916-79, а в качестве водной фазы - водный раствор хлористого кальция при следующем соотношении компонентов, об.%:
Триэтаноламин технический - 25-35
Водная фаза - 65-75
Триэтаноламин технический по ТУ 6-02-916-79, получаемый оксиэтилированием аммиака (формула C6H15O3N), представляет собой жидкость маслянистую, горючую жидкость от желтого до темно-коричневого цвета, обладает щелочными свойствами. Плотность при 20oC изменяется в диапазоне от 1095 до 1135 кг/м3. По степени воздействия на организм человека - умеренно опасное вещество, относится к 3-му классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76.The goal is achieved by the use of killing liquids containing hydrocarbon and aqueous phases, according to the invention, the liquid contains technical triethanolamine according to TU 6-02-916-79, and the aqueous solution of calcium chloride as the aqueous phase in the following ratio of components, about.%:
Technical triethanolamine - 25-35
The aqueous phase is 65-75
Technical triethanolamine according to TU 6-02-916-79, obtained by hydroxyethylation of ammonia (formula C 6 H 15 O 3 N), is an oily, combustible liquid from yellow to dark brown in color, has alkaline properties. The density at 20 o C varies in the range from 1095 to 1135 kg / m 3 . By the degree of impact on the human body - a moderately hazardous substance, it belongs to the 3rd hazard class according to GOST 12.1.007-76.
Триэтаноламин вследствие малой летучести, низкого давления паров и слабой токсичности в производственных условиях мало опасен. Кумулятивный эффект отсутствует. Обладает практически неограниченной растворимостью в водах, в том числе минерализованных. Triethanolamine due to low volatility, low vapor pressure and low toxicity in a production environment is little dangerous. No cumulative effect. It has practically unlimited solubility in water, including mineralized.
В качестве водной фазы состава используют водный раствор хлористого кальция. An aqueous solution of calcium chloride is used as the aqueous phase of the composition.
Проведены лабораторные исследования процессов фильтрации при моделировании вскрытия нефтяного пласта. Опыты проводились на естественных образцах пород продуктивных пластов Ромашкинского нефтяного месторождения, открытая пористость и абсолютная проницаемость которых изменилась в образцах в пределах 15,8-16,5% и 0,388-0,423 мкм2. Результаты опытов показали существенное снижение коэффициента вытеснения модельной жидкости (керосина) из образцов породы при добавлении к вытесняющему агенту - водному раствору хлористого кальция - триэтаноламина (см. таблицу).Laboratory studies of filtration processes in modeling the opening of an oil reservoir have been carried out. The experiments were conducted on natural samples of rocks of productive formations of the Romashkinskoye oil field, the open porosity and absolute permeability of which changed in the samples within 15.8-16.5% and 0.388-0.423 μm 2 . The experimental results showed a significant decrease in the displacement coefficient of the model fluid (kerosene) from rock samples when added to the displacing agent - an aqueous solution of calcium chloride - triethanolamine (see table).
Из таблицы видно, что коэффициент вытеснения керосина из образцов породы составил соответственно: для раствора хлористого кальция 0,93-0,96; для водного раствора хлористого кальция с добавлением триэтаноламина в соотношении 70:30% (состав "УНИ-3")-0,47-0,66; для водного раствора хлористого кальция с добавлением триэтаноламина в соотношении 50 : 50% - 0,38-0,42. Это обстоятельство позволяет прогнозировать сохранение коллекторских характеристик пород призабойной зоны нефтяного пласта при проведении текущего и капитального ремонтов скважин в случае применения в качестве жидкости глушения скважин состава "УНИ-3". The table shows that the coefficient of displacement of kerosene from rock samples was, respectively: for a solution of calcium chloride 0.93-0.96; for an aqueous solution of calcium chloride with the addition of triethanolamine in a ratio of 70: 30% (composition "UNI-3") - 0.47-0.66; for an aqueous solution of calcium chloride with the addition of triethanolamine in a ratio of 50: 50% - 0.38-0.42. This circumstance allows us to predict the conservation of reservoir characteristics of the bottom-hole zone of the oil reservoir during routine and major repairs of wells in the case of the use of UNI-3 composition as well killing fluid.
Жидкость для глушения скважин готовят следующим образом. Триэтаноламин доставляется на растворимый узел, где производится приготовление жидкости глушения скважин путем добавления к данному составу раствора хлористого кальция в количестве, требуемом для обеспечения запланированного значения забойного давления в соответствии с инструкцией [3]. The liquid for killing wells is prepared as follows. Triethanolamine is delivered to a soluble unit, where a well killing fluid is prepared by adding to this composition a solution of calcium chloride in the amount required to ensure the planned bottomhole pressure value in accordance with the instructions [3].
Примеры. Для глушения нефтяной скважины необходимо приготовить 30 м3 жидкости глушения - состава "УНИ-3". Для этого используют триэтаноламин с диапазоном изменения плотности от 1100 до 1120 кг/м3. Весь объем ствола скважины заполняется жидкостью глушения. В результате на забое скважины глубиной 2500 м создается давление, определяемое величиной плотности жидкости глушения. Созданное забойное давление отвечает требованиям [3] и обеспечивает безопасные условия проведения ремонтных работ.Examples. To muffle an oil well, it is necessary to prepare 30 m 3 of muffling fluid - composition "UNI-3". For this, triethanolamine is used with a density variation range from 1100 to 1120 kg / m 3 . The entire volume of the wellbore is filled with a kill fluid. As a result, pressure is created at the bottom of the well with a depth of 2500 m, which is determined by the value of the density of the killing fluid. The created bottomhole pressure meets the requirements of [3] and ensures safe conditions for repair work.
Пример 1. Для глушения нефтяной скважины необходимо приготовить 30 м3 жидкости плотностью 1050 кг/м3. Для этого расходуется 10,5 м3 (35%) триэтаноламина плотностью 1100 кг/м3 и 19,5 м3 (65%) раствора хлористого кальция плотностью 1020 кг/м3. Жидкость готовят путем перемешивания на растворном узле.Example 1. For killing an oil well, it is necessary to prepare 30 m 3 liquids with a density of 1050 kg / m 3 . To do this, 10.5 m 3 (35%) of triethanolamine with a density of 1100 kg / m 3 and 19.5 m 3 (65%) of a solution of calcium chloride with a density of 1020 kg / m 3 are consumed. The liquid is prepared by stirring on a solution unit.
Пример 2. Для приготовления жидкости глушения скважин с плотностью 1120 кг/м3 в объеме 30 м3 расходуется 9,0 м3 или 30% триэтаноламина плотностью 1100 кг/м3 и 21,0 м3 (70%) раствора хлористого кальция плотностью 1130 кг/м3.Example 2. For the preparation of killing fluids for wells with a density of 1120 kg / m 3 in a volume of 30 m 3, 9.0 m 3 or 30% triethanolamine with a density of 1100 kg / m 3 and 21.0 m 3 (70%) of calcium chloride density are consumed 1130 kg / m 3 .
Пример 3. Приготовление 30 м3 жидкости глушения скважин плотностью 1180 кг/м3 потребует 7,5 м3 (25%) триэтаноламина плотностью 1120 кг/м3 и 22,5 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1200 кг/м3 и 22,5 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1200 кг/м3.Example 3. The preparation of 30 m 3 killing fluids with a density of 1180 kg / m 3 will require 7.5 m 3 (25%) of triethanolamine with a density of 1120 kg / m 3 and 22.5 m 3 of a solution of calcium chloride with a density of 1200 kg / m 3 and 22 , 5 m 3 a solution of calcium chloride with a density of 1200 kg / m 3 .
Использование изобретения в нефтедобывающей промышленности позволяет снизить коллекторские свойства продуктивных пластов, сохранить время освоения скважин после ремонтных работ, увеличить добывные возможности скважин и в конечном итоге повысить нефтеотдачу. The use of the invention in the oil industry can reduce the reservoir properties of productive formations, save the time of well development after repair work, increase the production capacity of wells and ultimately increase oil recovery.
Промышленное внедрение состава "УНИ-3" на промыслах Башкортостана и Татарстана дало положительные результаты. The industrial introduction of UNI-3 in the fields of Bashkortostan and Tatarstan has yielded positive results.
Источники информации
1. Рябоконь С. А. , Вольтерс А.А., Сурков А.Б., Глущенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта/ Обзорная информация. Сер. "Нефтепромысловое дело". -М.: ВНИИОЭНГ, 1989.Sources of information
1. Ryabokon S. A., Volters A. A., Surkov A. B., Glushchenko V. N. Killing fluids for well repair and their effect on reservoir properties of the formation / Overview. Ser. "Oilfield business." -M .: VNIIOENG, 1989.
2. RU, патент N 2058989, кл. C 09 K 7/06. Жидкость для глушения скважин / Ю.В. Зейгман, Ю. А. Ермилов, З.Г. Расулев, Д.Л. Рахманкулов, А.М. Сыркин, А. Ю. Харин (РФ). - N 92008218; Заявл. 25.11.92; Опубл. 27.04.96; Бюл. N 12 // Открытия. Изобретения. - 1996, N 12. 2. RU, patent N 2058989, class. C 09 K 7/06. Liquid for killing wells / Yu.V. Zeigman, Yu.A. Ermilov, Z.G. Rasulev, D.L. Rakhmankulov, A.M. Syrkin, A. Yu. Kharin (RF). - N 92008218; Claim 11/25/92; Publ. 04/27/96; Bull. N 12 // Discoveries. Inventions - 1996, N 12.
3. Единые технические правила внедрения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. -М.: 1983. 3. Unified technical rules for the implementation of work in the construction of wells in oil, gas and gas condensate fields. -M .: 1983.
Claims (1)
Триэтаноламин технический - 25 - 35
Водная фаза - 65 - 75
2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве водной фазы она содержит водный раствор хлористого кальция.1. The liquid for killing wells containing hydrocarbon and aqueous phases, characterized in that the hydrocarbon phase contains technical triethanolamine in the following ratio of components, vol.%:
Technical triethanolamine - 25 - 35
Water phase - 65 - 75
2. The liquid according to claim 1, characterized in that as the aqueous phase it contains an aqueous solution of calcium chloride.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97101072A RU2116327C1 (en) | 1997-01-27 | 1997-01-27 | Fluid for killing wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97101072A RU2116327C1 (en) | 1997-01-27 | 1997-01-27 | Fluid for killing wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2116327C1 true RU2116327C1 (en) | 1998-07-27 |
| RU97101072A RU97101072A (en) | 1999-03-20 |
Family
ID=20189316
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97101072A RU2116327C1 (en) | 1997-01-27 | 1997-01-27 | Fluid for killing wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2116327C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106479464A (en) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of temporarily stifled type high temperature well killing fluid being applied to low-permeability oil deposit and preparation method |
-
1997
- 1997-01-27 RU RU97101072A patent/RU2116327C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Рябоконь С.А. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на колле кторские свойства пласта. Обзорная информация. Сер. "Нефтепромысловое дело ". - М.: ВНИИОЭНГ, 1989. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106479464A (en) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | A kind of temporarily stifled type high temperature well killing fluid being applied to low-permeability oil deposit and preparation method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4292183A (en) | High-density fluid compositions | |
| US5401719A (en) | Drilling mud additive | |
| DK1278939T3 (en) | Liquids for treating wells comprising chelating agents | |
| CA2963910C (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| DK161777B (en) | PROCEDURE FOR OPERATING A DRILL | |
| CN103045189B (en) | Low-permeability solid-free completion fluid | |
| US2165824A (en) | Method of drilling wells | |
| RU2116327C1 (en) | Fluid for killing wells | |
| US10907086B2 (en) | High temperature gravel packing fluid system | |
| WO2020101649A1 (en) | Rapid reversal of wettability of subterranean formations | |
| GB2089397A (en) | High density wellbore fluids | |
| Taiwo et al. | SURFACTANT AND SURFACTANT-POLYMER FLOODING FOR LIGHT OIL: A GUM ARABIC APPROACH. | |
| US11447685B2 (en) | Methods of stabilizing carbonate-bearing formations | |
| NO20131736A1 (en) | HYDROCARBON BASED FLOWERS CONTAINING 5 CESIUM PHOSPHATE | |
| RU2291183C2 (en) | Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology | |
| CA3139114C (en) | Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers | |
| GB2256448A (en) | Process and fluids for the treatment of oil wells | |
| Taiwo et al. | Characterization of surfactant flooding for light oil using Gum Arabic | |
| RU2058989C1 (en) | Fluid for well killing | |
| WO2001033039A1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| RU2187532C1 (en) | Well killing fluid | |
| EP0275304B1 (en) | Calcium-free clear high density fluids | |
| ITMI952422A1 (en) | FLUIDS PER WELL | |
| US20230133492A1 (en) | Iron sulfide and hydrogen sulfide treatment fluid | |
| SU252241A1 (en) | SOLUTION FOR OPENING AND DEVELOPMENT OF PRODUCTIVE PLASTES |