RU2183735C2 - Жидкость для глушения скважин - Google Patents
Жидкость для глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2183735C2 RU2183735C2 RU2000111805A RU2000111805A RU2183735C2 RU 2183735 C2 RU2183735 C2 RU 2183735C2 RU 2000111805 A RU2000111805 A RU 2000111805A RU 2000111805 A RU2000111805 A RU 2000111805A RU 2183735 C2 RU2183735 C2 RU 2183735C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- water
- chalk
- surfactant
- well killing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области заканчивания скважин, в частности к составам растворов, применяемым при глушении скважин. Жидкость для глушения скважин, включающая поверхностно-активное вещество, хлористый калий и воду, дополнительно содержит понизитель фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал, конденсированную сульфитспиртовую барду и мел при следующем соотношении, мас. %: поверхностно-активное вещество - 0,5; хлористый калий - 5,0; гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал - 3,0-4,0; конденсированная сульфитспиртовая барда - 0,5-1,0; мел - 3,0; вода - остальное. Технический результат - создание жидкости глушения с низкой фильтрацией в пластовых условиях 9-10 см3/30 мин при 80oС, 3,5 МПа, позволяющей сохранить первоначальную проницаемость продуктивного коллектора, обладающей другими характеристиками, необходимыми для таких жидкостей. 2 табл.
Description
Изобретение относится к области заканчивания скважин, в частности к составам растворов, применяемым при глушении скважин.
Главными требованиями, предъявляемыми к жидкостям глушения при проведении ремонтных работ являются: регулируемость плотности, недопустимость нарушения эксплуатационных характеристик пласта, стабильность во времени и с изменением температуры, взрывобезопасность, нетоксичность, антикорозийность /Oil ahd Gas J, 1975, September 29, 83-84/.
Эксплуатационные характеристики пласта нарушаются в минимальной степени применением жидкости глушения с низкой фильтрацией.
Известна жидкость глушения скважин, содержащая воду, наполнитель (лигнин) щелочь, поверхностно-активное вещество-ПАВ, нефтепродукт, этилен-диамин /а.с. СССР 1175951, 1985/. Недостатком этой жидкости является высокая фильтрационная способность, следствием чего является нарушение коллекторских свойств пласта, что недопустимо при проведении ремонтных работ.
Наиболее близким аналогом к заявляемой жидкости глушения является жидкость для глушения скважин, включающая поверхностно-активное вещество - ПАВ, хлористый калий, воду, сульфитспиртовую дрожжевую барду и оксиэтилцеллюлозу /патент 1790590, 1993/ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Сульфитспиртовая дрожжевая барда - 22,67 - 26,93
МЛ-80 на основе сульфоната и сульфонола - 0,05 - 0,09
Оксиэтилцеллюлоза - 0,03 - 0,15
Хлорид калия - 3,77 - 5,75
Техническая вода - 10,60 - 12,57
Пластовая вода с общей минерализацией не менее 262 г/л - Остальное
Недостатком этой жидкости является большой расход реагентов и невозможность применения в зимних условиях. Сульфитспиртовая дрожжевая барда содержит около 50% воды, ее транспортировка при отрицательных температурах затруднена, а в теплое время года перевозка такого продукта на большие расстояния экономически не оправдана.
Сульфитспиртовая дрожжевая барда - 22,67 - 26,93
МЛ-80 на основе сульфоната и сульфонола - 0,05 - 0,09
Оксиэтилцеллюлоза - 0,03 - 0,15
Хлорид калия - 3,77 - 5,75
Техническая вода - 10,60 - 12,57
Пластовая вода с общей минерализацией не менее 262 г/л - Остальное
Недостатком этой жидкости является большой расход реагентов и невозможность применения в зимних условиях. Сульфитспиртовая дрожжевая барда содержит около 50% воды, ее транспортировка при отрицательных температурах затруднена, а в теплое время года перевозка такого продукта на большие расстояния экономически не оправдана.
Задачей изобретения является сохранение добычи нефти и газа из скважины после ее глушения на период проведения ремонтных работ.
Технический результат, достигаемый данным изобретением, - создание жидкости глушения с низкой фильтрацией в пластовых условиях (9-10 см3/30 мин при 80oС, 3,5 МПа), позволяющей сохранить первоначальную проницаемость продуктивного коллектора и обладающей другими характеристиками, необходимыми для таких жидкостей, в тоже время технологическую для применения в зимних условиях, экономичную.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что жидкость для глушения скважин, включающая воду, поверхностно-активное вещество, хлористый калий и воду, отличается тем, что она дополнительно содержит понизитель фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал, конденсированную сульфитспиртовую барду и мел при следующем соотношении, мас.%:
Поверхностно-активное вещество - 0,5
Хлористый калий - 5,0
Гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал - 3,0 - 4,0
Конденсированная сульфитспиртовая барда - 0,5 - 1,0
Мел - 3,0
Вода - Остальное
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемая жидкость глушения отличается от известной тем, что в качестве лигносульфонатного реагента содержит конденсированную сульфитспиртовую барду - порошкообразный продукт с содержанием до 90% основного вещества (ТУ 39-095-75), наполнителя - мел и понизителя фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал (ГЭКМК), в результате чего фильтрация жидкости глушения в пластовых условиях (при 70oС и 3,5 МПа по УИВ-2) имеет низкое значение 10 см3, а коэффициент восстановления проницаемости после воздействия на образец керна составляет 100%.
Поверхностно-активное вещество - 0,5
Хлористый калий - 5,0
Гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал - 3,0 - 4,0
Конденсированная сульфитспиртовая барда - 0,5 - 1,0
Мел - 3,0
Вода - Остальное
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемая жидкость глушения отличается от известной тем, что в качестве лигносульфонатного реагента содержит конденсированную сульфитспиртовую барду - порошкообразный продукт с содержанием до 90% основного вещества (ТУ 39-095-75), наполнителя - мел и понизителя фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал (ГЭКМК), в результате чего фильтрация жидкости глушения в пластовых условиях (при 70oС и 3,5 МПа по УИВ-2) имеет низкое значение 10 см3, а коэффициент восстановления проницаемости после воздействия на образец керна составляет 100%.
В предлагаемом изобретении заявляемый состав ингредиентов жидкости глушения в заявляемом соотношении позволяет получить раствор с удовлетворительными технологическими параметрами. Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в данном составе позволяет, за счет очень низких фильтрационных свойств в пластовых условиях, восстанавливать первоначальную проницаемость до 100%.
Таким образом, заявляемый состав придает жидкости глушения новые качества, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.
В заявляемом составе мел выполняет функцию структурообразователя, основное его назначение - создание непроницаемой фильтрационной корки, защищающей пласт от загрязнения.
В составе жидкости глушения использован модифицированный крахмальный реагент гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал опытной партии ЗАО "Полицелл" (г. Владимир). Этот полимер в сочетании с КССБ при их оптимальном соотношении выполняет функцию минимально воздействующего на пласт соле- и термостойкого понизителя фильтрации, загустителя системы. Применение ПАВ в заявляемом составе (дисольван 4490) в данном количестве осуществляется с целью создания процесса солевыделения и закупорки пор пласта. Эти соли при освоении скважины удаляются. Соль (КС1) выполняет также функцию регулятора плотности жидкости глушения.
Для экспериментальной проверки жидкости глушения были приготовлены 5 составов (таблица 1).
Технология их приготовления следующая: в минерализованный раствор порциями вводится ГЭКМК при перемешивании на миксере при 300 об/мин в течение 60 мин, затем вводится КССБ, ПАВ. После получения однородной системы порциями вводится мел и перемешивание продолжается еще 30 мин.
Замер основных технологических параметров получаемого раствора производится на стандартных приборах. Наилучшие параметры у растворов 3,4.
Воздействие жидкости глушения на фильтрационно-емкостные параметры призабойной зоны пласта оценивалось на образцах керна Ямбургского ГКМ. Подбиралась колонка образцов керна, отличающихся не более 20% по газопроницаемости; образцы экстрагировались, насыщались моделью пластовой воды с минерализацией 4 - 7 г/л, керн донасыщался моделью нефти - очищенным керосином путем его прокачки; определялась проницаемость керна до воздействия жидкости глушения (K1) и после воздействия (К2): определялся коэффициент восстановления проницаемости, равный отношению К2/К1. Условия проведения опыта: пластовая температура 80oС, давление обжима 25 МПа, пластовое давление 8 МПа. Результаты экспериментов в таблице 2.
Claims (1)
- Жидкость для глушения скважин, включающая поверхностно-активное вещество, хлористый калий и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит понизитель фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал, конденсированную сульфитспиртовую барду и мел при следующем соотношении, мас. %:
Поверхностно-активное вещество - 0,5
Хлористый калий - 5,0
Гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал - 3,0-4,0
Конденсированная сульфитспиртовая барда - 0,5-1,0
Мел - 3,0
Вода - Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000111805A RU2183735C2 (ru) | 2000-05-11 | 2000-05-11 | Жидкость для глушения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000111805A RU2183735C2 (ru) | 2000-05-11 | 2000-05-11 | Жидкость для глушения скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2000111805A RU2000111805A (ru) | 2002-03-20 |
RU2183735C2 true RU2183735C2 (ru) | 2002-06-20 |
Family
ID=20234507
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000111805A RU2183735C2 (ru) | 2000-05-11 | 2000-05-11 | Жидкость для глушения скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2183735C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564706C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-10-10 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин |
RU2750804C1 (ru) * | 2021-01-14 | 2021-07-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Состав для изоляции водопритока в скважине |
-
2000
- 2000-05-11 RU RU2000111805A patent/RU2183735C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564706C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-10-10 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин |
RU2750804C1 (ru) * | 2021-01-14 | 2021-07-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Состав для изоляции водопритока в скважине |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JPS6317984A (ja) | 低毒性油組成物およびその掘穿流体への使用 | |
CN104342096A (zh) | 一种缓慢释放型起泡剂 | |
CN110003875B (zh) | 一种缓慢释放型携液携砂泡排剂及其制备方法 | |
RU2183735C2 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
CN107779301A (zh) | 一种航天精密工业清洗剂 | |
US4752410A (en) | Soap containing oolong tea | |
RU2203304C2 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
RU2168531C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
US4209409A (en) | Drilling fluid additives | |
RU2196114C2 (ru) | Нейтрализатор сероводорода в водно-нефтяных средах | |
RU2081297C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
CN105768025B (zh) | 一种高辣度水溶辣椒油树脂的制备方法 | |
RU2186737C2 (ru) | Нейтрализатор сероводорода в высокоминерализованных водных средах | |
RU2479614C1 (ru) | Бактерицидный состав | |
RU2617140C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
RU2813763C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью | |
SU1632969A1 (ru) | Пенообразующий состав дл глушени скважин | |
RU2353641C2 (ru) | Состав для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин | |
RU2143551C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи | |
SU1720681A1 (ru) | Пеногаситель дл буровых растворов | |
SU744025A1 (ru) | Состав дл обезвоживани и обессоливани нефти | |
RU2065033C1 (ru) | Состав для извлечения нефти | |
RU2131971C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов | |
RU2460753C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080512 |