RU2279462C1 - Oil-and-gas well kill fluid - Google Patents
Oil-and-gas well kill fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2279462C1 RU2279462C1 RU2005101995/03A RU2005101995A RU2279462C1 RU 2279462 C1 RU2279462 C1 RU 2279462C1 RU 2005101995/03 A RU2005101995/03 A RU 2005101995/03A RU 2005101995 A RU2005101995 A RU 2005101995A RU 2279462 C1 RU2279462 C1 RU 2279462C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- emulsion
- water
- emulsifier
- killing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины.The invention relates to the field of oil and gas production and can be used as a kill fluid for oil and gas wells in the production of ongoing and overhaul wells.
Известна жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая в мас.%: углеводород 5,0-25,0; маслорастворимый эмульгатор 0,3-5,0; КССБ или лигносульфонат 0,1-1,0; раствор водорастворимого полимера, приготовленный на пресной или минерализованной воде, содержащий 0,3-1,0 ПАА или КМЦ 5-25, воду пресную или минерализованную - остальное (патент РФ № 2097547, 6, E 21 B 43/26, опубл. 27.11.97, Бюл № 33).Known liquid killing oil and gas wells, containing in wt.%: Hydrocarbon 5,0-25,0; oil soluble emulsifier 0.3-5.0; KSSB or lignosulfonate 0.1-1.0; a solution of a water-soluble polymer prepared in fresh or mineralized water, containing 0.3-1.0 PAA or CMC 5-25, fresh or mineralized water - the rest (RF patent No. 2097547, 6, E 21 B 43/26, publ. 27.11 .97, Bull No. 33).
Известен эмульсионный состав для глушения нефтегазовых скважин, содержащий в мас.%: газоконденсат 25,0-30,0; эмультал 4,5-5,0; элюмосиликатные микросферы АСМ 15,0-20,0; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н 2,5-3,0; минерализованную воду - остальное (патент РФ № 2213762, 7, C 09 K 7/06, E 21 B 43/12, опубл. 10.10.2003 г.).Known emulsion composition for killing oil and gas wells, containing in wt.%: Gas condensate 25.0-30.0; emulsion 4.5-5.0; AFM eluosilicate microspheres 15.0-20.0; silicone fluid GKZH-11N 2.5-3.0; mineralized water - the rest (RF patent No. 2213762, 7, C 09 K 7/06, E 21 B 43/12, publ. 10.10.2003).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая в мас.%: нефтенол НЗ 2-5; углеводород 26-36; раствор минеральной соли - остальное (патент РФ № 2190657, 7, С 09 К 7/06, E 21 B 43/12, опубл. 10.10.2002 г.).The closest in technical essence and the achieved result is a fluid killing oil and gas wells, containing in wt.%: Neftenol NZ 2-5; hydrocarbon 26-36; solution of mineral salt - the rest (RF patent No. 2190657, 7, 09 K 7/06, E 21 B 43/12, publ. 10.10.2002).
Вышеуказанные составы имеют недостаточно высокие термостабильность при температуре выше 80°С и гидрофобизирующую способность состава в пластовых условиях.The above compositions have insufficiently high thermal stability at temperatures above 80 ° C and hydrophobizing ability of the composition in reservoir conditions.
Техническим результатом является создание технологической жидкости с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для ОПЗ пласта, позволяющими комплексно решать проблемы сохранения, восстановления и повышения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта.The technical result is the creation of a process fluid with a multifunctional purpose that meets the conditions of well killing technology, as well as possessing the properties necessary for the formation IPF, which allow to comprehensively solve the problems of preserving, restoring and improving the reservoir properties of the bottomhole formation zone.
Технический результат достигается тем, что жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая эмульгатор и водный раствор минеральной соли, содержит в качестве эмульгатора масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ, или смесь ПАВ и дополнительно - эмульсию полимера анионного типа в масле и высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result is achieved by the fact that the killing fluid of an oil and gas well containing an emulsifier and an aqueous solution of mineral salt contains, as an emulsifier, an oil- or oil-water-, or water-oil-soluble surfactant, or a surfactant mixture, and additionally an anionic type polymer emulsion in oil and highly dispersed hydrophobic material in the following ratio of components, wt.%:
Жидкость дополнительно содержит углеводород в количестве 5-35 мас.%.The liquid additionally contains hydrocarbon in an amount of 5-35 wt.%.
В качестве маслорастворимого ПАВ для глушения нефтегазовых скважин используют следующие эмульгаторы: нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина и выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-007-17197708-97; неонолы АФ9 3-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 3-6 молями оксиэтилена; ингибитор коррозии нефтехим, марок: нефтехим - 1М и нефтехим - НС, содержащие сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата реформинга и выпускающиеся по ТУ 2415-009-22657427-2001 на ООО «Синтез ТНП» г. Уфа; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислоту), эмульгатор синол ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, эмультал, который выпускают по ТУ 6-14-1035-79, ингибиторы коррозии сонкор-9701 и сонкор-9801, содержащие алифатические амины, которые выпускает ЗАО «Опытный завод Нефтехим» г. Уфа по ТУ 2415-00600151816-2000 и ТУ 2458-015-00151816-2001 соответственно.The following emulsifiers are used as an oil-soluble surfactant for killing oil and gas wells: Neftenol NZ containing a hydrocarbon solution of tall oil and triethanolamine acid esters and manufactured at Khimeko-Gang AOZ according to TU 2483-007-17197708-97; neonols AF 9 3-6 - nonionic nonylphenols, ethoxylated with 3-6 moles of hydroxyethylene; corrosion inhibitor petrochem, grades: petrochem - 1M and petrochem - NS, containing complex mixtures of carboxylic acid derivatives, light tall oil and piperizine salts of these acids in a solution of kerosene and reforming catalysis and produced under TU 2415-009-22657427-2001 at Synthesis LLC Consumer goods "Ufa; oil-soluble petroleum sulfonates with MM = 600-700, synthetic alkylaryl sulfonates (for example, alkylnaphthalene sulfonic acid), emulsifier Sinol EM containing a hydrocarbon solution of the reaction product of tall oil acids with triethanolamine and carbamide, alkyl chloride and alkyldimethylamine oxides, emulsion, which is produced in accordance with TU-6 1035-79, corrosion inhibitors Soncor-9701 and Soncor-9801, containing aliphatic amines, which are produced by the Experimental Neftekhim Plant CJSC in Ufa according to TU 2415-00600151816-2000 and TU 2458-015-00151816-2001, respectively.
Кроме того, для глушения скважин используют масловодорастворимое ПАВ в виде готовых композиций, например, нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4.In addition, oil-soluble surfactants in the form of ready-made compositions are used for killing wells, for example, Neftenol N - a composition of oil and oil-soluble sulfoethoxylates, nonionic surfactants and high molecular weight oil sulfonates, or Neftenol-001.M - products of joint processing of acid oil tar (waste from oleum and sulfuric acid refining of mineral oils) and ethoxylated alkyl phenol grade OP-4.
Также для глушения нефтегазовых скважин в качестве поверхностно-активного вещества используют водомаслорастворимое ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МЛ-80), содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%), производимые по ТУ 2481-007-50622652-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М».Also, for killing oil and gas wells, a water-oil-soluble surfactant is used as a surfactant in the form of ready-made compositions, for example, detergents ML-80 or ML-81B (winter version of ML-80) containing a mixture of a water-soluble anionic surfactant (23-28%) and nonionic oil-soluble surfactants (12 wt.%) produced in accordance with TU 2481-007-50622652-2002 at ZAO NPF Bursintez-M.
В качестве смеси ПАВ используют смеси неионогенного и катионного ПАВ в виде готовых композиций, производимых разными фирмами, например, ингибитор коррозии марки викор-1А, который выпускает ЗАО «Каустик» г. Стерлитамак по ТУ 39-1313-88, вышеуказанный эмульгатор марки синол ЭМ, выпускающийся на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» по ТУ 2413-048-48482528-98, эмульгатор нефтенол НЗН, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-012-17197708-93.As a surfactant mixture, mixtures of nonionic and cationic surfactants are used in the form of ready-made compositions produced by different companies, for example, a Vicor-1A corrosion inhibitor manufactured by Kaustik CJSC Sterlitamak in accordance with TU 39-1313-88, the above-mentioned Sinol EM emulsifier manufactured at ZAO NPF Bursintez-M according to TU 2413-048-48482528-98, an emulsifier neftenol NZN produced at AOZT Khimeko-GANG according to TU 2483-012-17197708-93.
В качестве смеси ПАВ используют многокомпонентную смесь (МКС) синтетических АПАВ и НПАВ по патенту РФ №2220999, содержащую дополнительно алифатический или ароматический спирт, или продукты их содержащие и Полисил.As a surfactant mixture, a multicomponent mixture (ISS) of synthetic ACAS and nonionic surfactants is used according to RF patent No. 2220999, which additionally contains aliphatic or aromatic alcohol, or products containing them and Polysil.
Предлагаемая смесь имеет низкую вязкость и высокую стабильность в условиях высокой температуры, так как содержит в своем составе спирты алифатические или ароматические, или продукты их содержащие. В условиях высокой пластовой температуры (100°С и выше) повышается роль многоатомных спиртов, так как они имеют высокую температуру кипения, которая составляет у низших диолов 188-224°С, у глицерина (триола) - 290°С, что способствует повышению стабильности составов. Важным свойством спиртов, особенно гликолей, а также глицерина является их способность понижать температуру замерзания. Поэтому предлагаемые составы, содержащие гликоли или глицерин, или продукты, их содержащие можно использовать в промысловых условиях в холодное время года для приготовления композиций. Применение органического антифриза позволит готовить незамерзающие композиции по предлагаемому составу в условиях минусовых температур.The proposed mixture has a low viscosity and high stability at high temperatures, as it contains aliphatic or aromatic alcohols, or products containing them. Under conditions of high reservoir temperature (100 ° C and higher), the role of polyhydric alcohols increases, since they have a high boiling point, which is 188-224 ° C for lower diols, and 290 ° C for glycerol (triol), which helps to increase stability compositions. An important property of alcohols, especially glycols, as well as glycerol, is their ability to lower the freezing point. Therefore, the proposed compositions containing glycols or glycerol, or products containing them can be used in commercial conditions in the cold season for the preparation of compositions. The use of organic antifreeze will prepare non-freezing compositions according to the proposed composition in conditions of subzero temperatures.
Для приготовления жидкостей глушения учитываются такие необходимые факторы при выборе ЖГ, как технологичность их в приготовлении и использовании, термостабильность, низкая температура замерзания, не дефицитность, совместимость с пластовыми флюидами, снижение набухания глин и другие факторы.For the preparation of silencing fluids, such necessary factors are taken into account when choosing a liquid fuel as their manufacturability in preparation and use, thermal stability, low freezing temperature, non-deficiency, compatibility with formation fluids, reduced clay swelling, and other factors.
В качестве эмульсии полимера анионного типа в масле используют эмульсии полиакриламида (ПАА) с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%, эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90, эфиры оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и других эфиров целлюлозы, эмульсии полиметакриловой кислоты (ПМАК), эмульсии поливиниламидоянтарной кислоты, эмульсии поливинилацетатных полимеров, например, поливинилацетата и поливинилового спирта, сополимеров винилацетата и винилового спирта, эмульсии натриевой соли полисульфоэфира олеиновой кислоты.As an anionic type polymer emulsion in oil, polyacrylamide emulsions (PAA) with MM = 0.5-18 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-20%, carboxymethyl cellulose emulsions (CMC) with a degree of polymerization of SP = 350-1200 and degree of substitution according to carboxyl groups C3 = 80-90, hydroxyethyl cellulose ethers (OEC) and other cellulose ethers, polymethacrylic acid emulsion (PMAA), emulsion of polyvinyl aminosuccinic acid, emulsion of polyvinyl acetate polymers, for example, polyvinyl acetate and polyvinyl alcohol, vinyl acetate copolymers and the oleic acid polysulfoester sodium salt.
Эмульсии полимеров в масле выпускаются некоторыми фирмами, например фирмой «Allied Colloids» (Англия) или фирмой «Rhone-Pouleng» (Франция), а также другими фирмами.Emulsions of polymers in oil are produced by some companies, for example, Allied Colloids (England) or Rhone-Pouleng (France), as well as other companies.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.As a finely dispersed hydrophobic material, finely dispersed hydrophobic materials of tetrafluoroethylene (TFE), oxides of titanium, iron, chromium, zinc, aluminum, polyvinyl alcohol, and highly dispersed hydrophobic materials of silicon oxides: white carbon, talc, aerosil, perlite, and perlite are used also silica brand Polysil.
Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см3, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.The above highly dispersed hydrophobic materials are chemically inert materials with an average individual particle size of 0.1 to 100 μm and a bulk density of 0.1 to 2.0 g / cm 3 , with wetting angles of 114 to 178 ° and a degree of hydrophobicity of 96.0 to 99.99%. They do not have harmful effects on humans and the environment.
В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO2) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный (Полисил-П1) и дифильный (Полисил-ДФ).Chemically modified silicas (SiO 2 ) are used as Polysil and, depending on the modification method, hydrophobic (Polysil-P1) and diphilic (Polysil-DF) are used.
Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO2) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).Polysil is a trademark of chemically modified silicas (SiO 2 ) (Trademark "Polysil", certificate No. 199999 of December 6, 2000).
В качестве минеральной соли используют растворы хлористого калия, или хлористого магния (бишофит), или хлористого кальция, или хлористого цинка, или смеси хлорида цинка с хлоридом калия, или карналлитовой руды, имеющий химический состав: KCl·MgCl2·6Н2О.As a mineral salt, solutions of potassium chloride, or magnesium chloride (bischofite), or calcium chloride, or zinc chloride, or a mixture of zinc chloride with potassium chloride, or carnallite ore having the chemical composition: KCl · MgCl 2 · 6H 2 O are used.
Кроме того, в качестве минеральной соли используют растворы калийной селитры (K NO3), получаемой при утилизации дымных порохов.In addition, solutions of potassium nitrate (K NO 3 ) obtained by the disposal of smoke powders are used as mineral salt.
Основное требование к жидкости глушения состоит в том, чтобы она не снижала проницаемости призабойной зоны и обеспечивала успешное проведение различных операций.The main requirement for the kill fluid is that it does not reduce the permeability of the bottomhole zone and ensures the successful conduct of various operations.
При выборе жидкости глушения необходимо учитывать такие необходимые факторы, как снижение набухания глин, инертность к горным породам, совместимость с пластовыми флюидами, высокая плотность, технологичность в приготовлении и использовании, термостабильность, низкая коррозийность, низкая температура замерзания и не дефицитность.When choosing a killing fluid, it is necessary to take into account such necessary factors as reduction of clay swelling, inertness to rocks, compatibility with formation fluids, high density, manufacturability in preparation and use, thermal stability, low corrosion, low freezing temperature and not scarcity.
В состав пород коллекторов нефтяных месторождений входят глины. Кристаллическая решетка глин многослойны и состоят из нескольких наружных и внутренних слоев, содержащих в своем составе атомы кремния, алюминия, кислорода или гидроксильные группы. В своем сочетании они образуют слоистые пакеты, связанные между собой водой и обменными катионами натрия, калия, кальция, магния. Если в процессе гидратации преобладают ионы натрия, то сила взаимных связей уменьшается настолько, что пакет пластинок распадается на отдельные частицы и происходит сильное увеличение общего объема глины. А так как это происходит в замкнутом пространстве, то возникает напряженное состояние в структуре, в результате чего сильно снижается проницаемость коллектора. И чем выше содержание ионов натрия, участвующих в обменных реакциях с глинами, которые содержатся в породе коллекторов, тем выше набухаемость глин.The composition of the rocks of the reservoirs of oil deposits includes clay. The crystal lattice of clays is multilayered and consists of several outer and inner layers containing silicon, aluminum, oxygen, or hydroxyl groups. In their combination, they form layered packets, interconnected by water and exchange cations of sodium, potassium, calcium, magnesium. If sodium ions predominate in the hydration process, then the strength of the mutual bonds decreases so much that the packet of plates breaks up into individual particles and a strong increase in the total clay volume occurs. And since this happens in a confined space, a stress state arises in the structure, as a result of which the permeability of the reservoir is greatly reduced. And the higher the content of sodium ions involved in the exchange reactions with clays that are contained in the reservoir rock, the higher the swelling of clays.
Поэтому повышенное содержание ионов калия, магния, кальция в растворе минеральной соли, которые будут препятствовать обменным реакциям ионов натрия и снижать набухаемость глин. А ионы калия, имеющие высокую активность, обеспечивают уменьшение толщины гидратных оболочек на глинистых частицах и тем способствуют увеличению пористости и проницаемости заглинизированных участков. Хлор-ион является наиболее устойчивым ионом, который не образует трудно растворимых соединений, редко адсорбируется коллоидными системами и усваивается биогенным путем.Therefore, the increased content of potassium, magnesium, calcium ions in the mineral salt solution, which will interfere with the exchange reactions of sodium ions and reduce the swelling of clays. And potassium ions, which have a high activity, provide a decrease in the thickness of hydrated shells on clay particles and thereby contribute to an increase in porosity and permeability of the clayed areas. Chlorine ion is the most stable ion, which does not form difficultly soluble compounds, is rarely adsorbed by colloidal systems, and is absorbed biogenically.
Исходя из выше сказанного, можно сделать вывод, что содержание ионов натрия в жидкостях глушения должно быть минимальным.Based on the foregoing, we can conclude that the content of sodium ions in the kill fluids should be minimal.
В жидкостях глушения лучше использовать водные растворы солей хлористого калия, калийной селитры или хлористого магния (бишофита) плотностью до 1,25 г/см3 или хлористого кальция плотностью до 1,35 г/см3, или карналлитовую руду, которая имеет химический состав KCl·MgCl2·6Н2O, и плотность водных растворов 1,05-1,25 г/см3. В случае необходимости получения жидкости глушения с плотностью до 1,6 г/см3 используют водный раствор соли хлорида цинка или его смесь с хлоридом калия.In kill fluids, it is better to use aqueous solutions of salts of potassium chloride, potassium nitrate or magnesium chloride (bischofite) with a density of up to 1.25 g / cm 3 or calcium chloride with a density of up to 1.35 g / cm 3 , or carnallite ore, which has a chemical composition KCl · MgCl 2 · 6H 2 O, and the density of aqueous solutions of 1.05-1.25 g / cm 3 . If it is necessary to obtain a kill fluid with a density of up to 1.6 g / cm 3 , an aqueous solution of zinc chloride salt or its mixture with potassium chloride is used.
Карналлитовая руда представляет собой кристаллический продукт в виде белой или красноватой зернистой массы, плотностью 1,6 г/см3, содержащий не менее в массовых долях: хлористого калия - 20%, хлористого магния - 24%, хлористого натрия - 20%, кристаллической воды не более 30%, имеет плотность водного раствора 1,05-1,25 г/см3, температуру замерзания раствора -5 - -20°С, скорость коррозии стали СТ3 при нормальных условиях 0,055 г/м2·час, скорость растворения в 5 раз выше, чем у хлористого натрия.Carnallite ore is a crystalline product in the form of a white or reddish granular mass, density 1.6 g / cm 3 , containing not less than in mass fractions: potassium chloride - 20%, magnesium chloride - 24%, sodium chloride - 20%, crystalline water no more than 30%, the density of the aqueous solution is 1.05-1.25 g / cm 3 , the freezing temperature of the solution is -5 - -20 ° C, the corrosion rate of steel ST 3 under normal conditions is 0.055 g / m 2 · hour, the dissolution rate 5 times higher than that of sodium chloride.
Природная водорастворимая карналлитовая руда выпускается с товарным названием: минеральная смесь «Триасалт», продукт производится по ТУ 2111-013-05778557-2002, гигиенический сертификат 59.55.03.211.П.002494.0702, сертификат соответствия РД 153-39-026-97 ТЭК RU.XП03.H00469, добывается с пермских горизонтов Верхнекамского месторождения солей, г. Соликамск.Natural water-soluble carnallite ore is produced with the trade name: Triasalt mineral mixture, the product is manufactured in accordance with TU 2111-013-05778557-2002, hygiene certificate 59.55.03.211.P.002494.0702, certificate of conformity RD 153-39-026-97 TEC RU. XP03.H00469, mined from the Permian horizons of the Verkhnekamsk salt field, Solikamsk.
Хлориды калия, магния, кальция, цинка, калийная селитра и карналлитовая руда являются недефицитными солями.Chlorides of potassium, magnesium, calcium, zinc, potassium nitrate and carnallite ore are non-deficient salts.
Растворы вышеуказанных минеральных солей инертны к горным породам и совместимы со всеми типами пластовых флюидов, обладают ингибирующим действием на глинистые частицы, термостабильны. Высокая коррозийная активность растворов цинка нейтрализуется присутствующим в жидкости глушения эмульгатором, который обычно является продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, т.е. ингибитором коррозии, который формирует на внутренней поверхности трубопроводов пленки гидрофобного характера.Solutions of the above mineral salts are inert to rocks and compatible with all types of formation fluids, have an inhibitory effect on clay particles, and are thermostable. The high corrosive activity of zinc solutions is neutralized by the emulsifier present in the kill fluid, which is usually the product of the interaction of fatty acids and an organic amine, i.e. a corrosion inhibitor that forms hydrophobic films on the inner surface of pipelines.
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что предлагаемый состав отличается от известного введением дополнительных компонентов - эмульсии полимера анионного типа в масле и высокодисперсного гидрофобного материала.Comparative analysis with the prototype allows us to conclude that the proposed composition differs from the known introduction of additional components - anionic polymer emulsion in oil and highly dispersed hydrophobic material.
Кроме того, в отличие от прототипа, содержащего в качестве эмульгатора только один маслорастворимый ПАВ - нефтенол НЗ, предлагаемый состав содержит в качестве эмульгатора другие маслорастворимые ПАВ или смесь ПАВ, например, нефтехим, синол-ЭМ или нефтенол НЗН, неонолы-3-6, викор-1А и другие эмульгаторы (см. выше), а также вышеуказанные масловодо-, или водомаслорастворимые ПАВ, или многокомпонентную смесь (МКС) синтетических АПАВ и НПАВ по патенту РФ №2220999.In addition, in contrast to the prototype, containing as an emulsifier only one oil-soluble surfactant - Neftenol NS, the proposed composition contains as an emulsifier other oil-soluble surfactants or a mixture of surfactants, for example, petrochem, Sinol-EM or Neftenol NZN, neonols-3-6, Vicor-1A and other emulsifiers (see above), as well as the above oil-water, or water-oil-soluble surfactants, or a multicomponent mixture (ISS) of synthetic ACS and nonionic surfactants according to the patent of the Russian Federation No. 2220999.
Известно не совсем удачное применение полимера в жидкости глушения (RU патент № 2097547,6, Е 21 В 43/26, опубл. 27.11.97. Бюл №33). Указанный аналог представляет собой неустойчивую эмульсию, которая содержит полимер в виде водного раствора и при попадании в призабойную зону пласта кольматируют ее. Это значительно снижает качество работ по глушению скважин. Получение неустойчивой эмульсии обусловлено образованием на границе раздела фаз непрочных адсорбционных слоев и связанных с ними слабыми сольватными оболочками.It is known that the polymer is not entirely successful in the kill fluid (RU patent No. 2097547.6, E 21 B 43/26, publ. 11/27/97. Bull No. 33). The specified analogue is an unstable emulsion, which contains a polymer in the form of an aqueous solution and when it enters the bottomhole formation zone, it is clogged. This significantly reduces the quality of killing operations. Obtaining an unstable emulsion is due to the formation of fragile adsorption layers and weak solvate shells associated with them at the interface.
Предложенная жидкость глушения скважины (ЖГС) представляет собой эмульсию, стабилизированную эмульсией полимера в масле.The proposed killing fluid (GHS) is an emulsion stabilized by the emulsion of the polymer in oil.
Введение в жидкость глушения полимера анионного типа в виде эмульсии его в масле и высокодисперсного гидрофобного материала значительно повышает структурную вязкость, устойчивость и термостабильность полученной эмульсии.The introduction of an anionic type polymer into an extinguishing liquid in the form of an emulsion of it in oil and a highly dispersed hydrophobic material significantly increases the structural viscosity, stability, and thermal stability of the resulting emulsion.
Исходные эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас.% и при перемешивании с водой, или с масло-, или с масловодо-, или с водомаслорастворимыми ПАВ, или со смесью ПАВ образуют эмульсии.The initial emulsion of the polymer in oil has a concentration of 30-50 wt.% And when mixed with water, or with oil, or with oil and water, or with water-oil-soluble surfactants, or with a mixture of surfactants form emulsions.
Известно, что для образования и стабилизации высоко устойчивых эмульсий необходимо, чтобы адсорбционные слои и связанные с ними сольватные оболочки обладали достаточно высокой структурной вязкостью. Высокую структурную вязкость эмульсий обеспечивает введение полимера в масле, имеющего достаточно высокую вязкость и образующего сродственные гелеобразно структурированные адсорбционные слои на границе фаз.It is known that for the formation and stabilization of highly stable emulsions it is necessary that the adsorption layers and the associated solvate shells have a sufficiently high structural viscosity. The high structural viscosity of the emulsions is provided by the introduction of a polymer in oil having a sufficiently high viscosity and forming related gel-like adsorption layers at the phase boundary.
За счет образования коллоидных адсорбционных слоев введенный полимер играет роль сильного стабилизатора устойчивости эмульсий, а также увеличителя вязкости в образующихся эмульсиях. Получение устойчивых эмульсий обусловлено образованием высоковязкой масляной упругой пленки на поверхности раздела фаз, существование этой пленки проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.Due to the formation of colloidal adsorption layers, the introduced polymer plays the role of a strong stabilizer of the stability of emulsions, as well as an increase in viscosity in the resulting emulsions. The preparation of stable emulsions is due to the formation of a highly viscous oil elastic film on the interface, the existence of this film is manifested in the increased viscosity of the surface layer of the dispersed phase.
Введение эмульсии полимера в масле в небольших концентрациях заметно не изменяет вязкости в объеме среды, в адсорбционных же слоях его концентрация значительно выше, и поэтому такие слои обладают повышенной структурной вязкостью, а значит и прочностью.The introduction of a polymer emulsion in oil in small concentrations does not noticeably change the viscosity in the medium volume, but in the adsorption layers its concentration is much higher, and therefore such layers have a higher structural viscosity, and hence strength.
Так как введение эмульсии полимера в масле увеличивает прочность структурно-вязких (гелеобразных) адсорбционных слоев, то при сближении (столкновениях) частиц дисперсной фазы, например, при перемешивании или в режиме высокой температуры, высоковязкая прослойка среды не успевает выдавиться. Адсорбционные слои, обладающие упругостью и механической прочностью, сопротивляются значительным разрушающим усилиям.Since the introduction of a polymer emulsion in oil increases the strength of structurally viscous (gel-like) adsorption layers, when the particles of the dispersed phase approach each other (collide), for example, with stirring or in high temperature mode, the highly viscous medium layer does not have time to squeeze out. Adsorption layers with elasticity and mechanical strength resist significant destructive forces.
При увеличении концентрации полимера, вводимого в композицию, нарастает стабилизирующее действие его, что позволяет получать устойчивые эмульсии высокой вязкости и термостабильности в условиях высокой температуры пласта (100°С).With an increase in the concentration of polymer introduced into the composition, its stabilizing effect increases, which makes it possible to obtain stable emulsions of high viscosity and thermal stability under conditions of high formation temperature (100 ° C).
Кроме того, ПАА и ПАВ, содержащиеся в предлагаемом составе, усиливают поверхностно-активные свойства жидкости глушения, а именно гидрофобизируют жидкость глушения за счет гидрофобных цепей ПАА или ПАВ. При гидрофобизации поверхности породы улучшается адгезия состава к породе коллектора скважины, что способствует лучшему удерживанию его в коллекторе заглушиваемой скважины.In addition, PAA and surfactants contained in the proposed composition enhance the surface-active properties of the kill fluid, namely hydrophobic kill fluid due to the hydrophobic chains of PAA or surfactant. With hydrophobization of the surface of the rock, the adhesion of the composition to the rock of the reservoir is improved, which contributes to its better retention in the reservoir of the plugged well.
Одной из основных причин снижения производительности нефтяных скважин является попадание в продуктивный пласт различных типов технологических жидкостей, применяющихся в операциях глушения скважин перед их ремонтом. Снижение коллекторских свойств продуктивного пласта, вызываемое физико-химическим взаимодействием ЖГС с породами и пластовыми флюидами, можно свести до минимума при использовании составов, максимально ограничивающих или исключающих проникновение фильтрата или самой жидкости, в призабойную зону пласта и легко удаляющихся из скважины после проведения ремонтных работ.One of the main reasons for the decline in productivity of oil wells is the ingress of various types of process fluids into the reservoir, which are used in operations for killing wells before their repair. The decrease in the reservoir properties of the reservoir caused by the physicochemical interaction of the GHS with the rocks and reservoir fluids can be minimized by using formulations that limit or exclude the penetration of the filtrate or the fluid itself into the bottomhole formation zone and are easily removed from the well after repair work.
Предлагаемая жидкость глушения в отличие от известных аналогов и прототипа представляет собой устойчивую эмульсию, стабилизированную на поверхности раздела фаз не только со стороны углеводородной (дисперсионной) среды эмульгатором, но и со стороны дисперсной фазы полимером в виде эмульсии за счет образования коллоидных адсорбционных слоев полимера в виде пленки, что проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.The proposed killing liquid, in contrast to the known analogues and prototype, is a stable emulsion stabilized on the interface not only from the hydrocarbon (dispersion) medium by an emulsifier, but also from the dispersed phase by a polymer in the form of an emulsion due to the formation of colloidal adsorption layers of the polymer in the form films, which is manifested in the increased viscosity of the surface layer of the dispersed phase.
По прототипу обязательное присутствие углеводорода в составе эмульсии в коллекторе при глушении скважины сохраняет фильтрационные характеристики скважины. Предлагаемая жидкость глушения может содержать или не содержать углеводород. При закачке предлагаемой жидкости глушения фильтрационные характеристики скважины сохраняются за счет присутствия в ЖГС вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ и эмульсии полимера в масле, поэтому фазовая проницаемость пласта по нефти при этом не уменьшается.According to the prototype, the mandatory presence of hydrocarbon in the composition of the emulsion in the reservoir when killing the well preserves the filtration characteristics of the well. The proposed killing fluid may or may not contain hydrocarbon. When injecting the proposed kill fluid, the filtration characteristics of the well are maintained due to the presence of the aforementioned surfactants or a mixture of surfactants and a polymer emulsion in the oil in the GHS, so the phase permeability of the formation in oil does not decrease.
Для регулирования вязкости и плотности приготовляемых композиций в качестве углеводорода используют стабильный бензин, керосин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов С6-С8 и выше), газовый конденсат, нефрас, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.To control the viscosity and density of the prepared compositions, stable gasoline, kerosene, hexane fraction (a mixture of saturated hydrocarbons C 6 -C 8 and higher), gas condensate, nefras, diesel fuel, and low-viscosity oils are used as a hydrocarbon.
Известно, что нефть содержит в себе ряд природных эмульгирующих добавок (эмульгаторов), которые дополнительно стабилизируют предлагаемые эмульсии.It is known that oil contains a number of natural emulsifying additives (emulsifiers), which additionally stabilize the proposed emulsion.
Предлагаемая жидкость глушения может содержать любой из вышеуказанных углеводородов в количестве 5-35 мас.%.The proposed killing fluid may contain any of the above hydrocarbons in an amount of 5-35 wt.%.
При добавлении в закачиваемую эмульсию ЖГ необходимого количества углеводорода понижаются вязкость и плотность приготовленных составов.When the required amount of hydrocarbon is added to the injected emulsion, the viscosity and density of the prepared compositions decrease.
ЖГС содержит высокодисперсный гидрофобный материал (ВГМ) перечисленных выше модификаций в количестве 0,1-3,0 мас.%, который, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины коллектора, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, и для нефти. Так как ВГМ, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.ZhGS contains highly dispersed hydrophobic material (VGM) of the above modifications in an amount of 0.1-3.0 wt.%, Which, having submicron particles, easily penetrates into the pores and microcracks of the collector, changes the surface energy (wettability). This qualitatively changes the filtration characteristics of the reservoir for both water and oil. Since VGM, having a degree of hydrophobicity of up to 99%, hydrophobizes the rock surface to a large extent due to the fine particle size and due to adhesion forces, as well as by changing the contact angle to 170-178 ° and lowering the surface tension.
После закачки предлагаемого состава, например, в глиносодержащий коллектор происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.After the proposed composition is injected, for example, clay particles are phobized into the clay-containing reservoir, resulting in a decrease in the thickness of the hydration shells surrounding the clay particles, which leads to an increase in the effective size of the pore channels and a decrease in the swelling of clay particles.
Например, в высокодисперсном гидрофобном материале марки Полисил-П1 химическую модификацию поверхности диоксида кремния производят кремнийорганическим соединением общей формулы Cl4-nSiRn, где n=1-3; R=Н, метил, этил, фенил - с последующей обработкой соединением, выбранным из группы, состоящей из тетраметоксилана или тетраэтоксилана, или полиметилсилазана.For example, in a highly dispersed hydrophobic material of the Polysil-P1 brand, chemical modification of the surface of silicon dioxide is carried out with a silicone compound of the general formula Cl 4-n SiR n , where n = 1-3; R = H, methyl, ethyl, phenyl, followed by treatment with a compound selected from the group consisting of tetramethoxylan or tetraethoxylan, or polymethylsilazane.
Модифицированный материал марки Полисил-ДФ, благодаря строению привитого поверхностного слоя Полисил-ДФ, обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ.The modified material of the Polysil-DF brand, due to the structure of the grafted surface layer of Polysil-DF, has the properties of a solid nonionic surfactant.
В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида.As a result of fixing in the pore volume due to its small particle size and due to the adhesion forces, Polysil-DF significantly reduces the surface tension at the water-rock-oil interface, increasing the phase permeability of the fluid.
Добавление материала марки Полисил-ДФ и вышеуказанных ВГМ в предлагаемый состав усиливает моющий эффект загрязненных поверхностей и приводит к эмульгированию жировых и масляных загрязнений, диспергированию и стабилизации частиц твердых загрязнений (АСПО) в коллекторе, что способствует восстановлению и повышению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны и снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть и увеличивает моющий эффект эмульсии.The addition of Polisil-DF brand material and the above-mentioned high-grade materials to the proposed composition enhances the cleaning effect of contaminated surfaces and leads to the emulsification of grease and oil contaminants, dispersion and stabilization of particulate matter (ARPD) in the reservoir, which helps to restore and increase the filtration-capacitive properties of the bottomhole zone and reduces surface tension at the water-rock-oil interface and increases the washing effect of the emulsion.
Время жизни предлагаемой ЖГС можно регулировать, меняя соотношение исходных компонентов в зависимости от давления пласта и производственной необходимости.The life time of the proposed ZhGS can be adjusted by changing the ratio of the starting components depending on the formation pressure and production need.
Перед глушением скважины во время подготовительных работ определяют величину текущего пластового давления в скважине и рассчитывают требуемую плотность ЖГС из условия создания давления столбом жидкости, которое должно превышать пластовое. Рассчитывают необходимое количество раствора нужной вязкости и плотности.Before killing the well during the preparatory work, determine the value of the current reservoir pressure in the well and calculate the required density of GHS from the condition of creating pressure by a liquid column, which should exceed the reservoir. The required amount of solution of the desired viscosity and density is calculated.
Предлагаемую ЖГС готовят путем перемешивания одного из вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ с эмульсией полимера в масле и высокодисперсным гидрофобным материалом, а также введением в ЖГС при необходимости углеводорода. Затем вводят при перемешивании небольшими порциями раствор минеральной соли.The proposed GHS is prepared by mixing one of the above surfactants or a mixture of surfactants with an emulsion of a polymer in oil and highly dispersed hydrophobic material, as well as introducing a hydrocarbon into the GHS, if necessary. Then, a solution of mineral salt is introduced in small portions with stirring.
После тщательного перемешивания приготовленную ЖГС закачивают в призабойную зону скважины. Затем осуществляют глушение скважины.After thorough mixing, the prepared GHS is pumped into the bottomhole zone of the well. Then carry out the killing of the well.
После закачки ЖГС вязкость ее плавно нарастает до состояния малоподвижной эмульсии, которая полностью закрывают коллектор скважины, таким образом, исключая проникновение любой жидкости в призабойную зону скважины.After injection of the liquid-propellant liquid metal, its viscosity gradually increases to the state of a sedentary emulsion, which completely covers the reservoir, thus eliminating the penetration of any fluid into the bottom-hole zone of the well.
После проведения операции глушения эмульсия легко удаляется с помощью насосов после добавления воды или углеводорода в коллектор.After the killing operation, the emulsion is easily removed by pumps after adding water or hydrocarbon to the collector.
После проведения ремонтных работ при использовании предлагаемой ЖГС выходят на первоначальный режим работы практически сразу после запуска их в работу.After carrying out repairs when using the proposed ZhGS go to the initial mode of operation almost immediately after starting them up.
Предлагаемой ЖГС можно глушить скважины с высоким газовым фактором.The proposed GHS can jam wells with a high gas factor.
Так как предлагаемая эмульсия имеет низкое поверхностное натяжение на границе фаз, пузырьки газа проходят и диспергируются на множество мелких пузырьков, оставаясь в эмульсии вплоть до образования пенной композиции. При этом подъемная сила мелких газовых пузырьков значительно ниже, чем крупных. Это облегчает глушение скважины с высоким газовым фактором.Since the proposed emulsion has a low surface tension at the phase boundary, gas bubbles pass and disperse into many small bubbles, remaining in the emulsion until the formation of the foam composition. In this case, the lifting force of small gas bubbles is much lower than that of large ones. This facilitates the killing of a well with a high gas factor.
Проведенные исследования показали, что вязкость и термостабильность предлагаемой эмульсии в 2-3 и более раз выше известной эмульсии-прототипа (см. табл.1-2).Studies have shown that the viscosity and thermal stability of the proposed emulsion is 2-3 times or more higher than the known emulsion of the prototype (see table 1-2).
Структурную вязкость составов определяют на ротационном вискозиметре «Полимер РПЭ-1М» - вискозиметре погружного типа при температуре 25, 40, 80 и 100°С с воспринимающими элементами «цилиндр-цилиндр» и оценивают вязкостные и реологические свойства по крутящему моменту с пересчетом на вязкость.The structural viscosity of the compositions is determined on a RPE-1M Polymer rotational viscometer — an immersion-type viscometer at a temperature of 25, 40, 80 and 100 ° C with cylinder-to-cylinder sensing elements, and the viscosity and rheological properties of the torque are evaluated based on the viscosity.
Следующие примеры иллюстрируют свойства известных и заявляемых составов.The following examples illustrate the properties of known and claimed compositions.
Пример 1. Для приготовления заявляемой эмульсии в качестве эмульгатора используют масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ, эмульсию полимера в масле и высокодисперсные модифицированные по поверхности гидрофобные материалы: тетрафторэтилен (тфэ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил (см. табл.1).Example 1. For the preparation of the inventive emulsion, an oil- or oil-water-, or a water-oil-soluble surfactant or a mixture of surfactants, a polymer emulsion in oil and highly dispersed surface-modified hydrophobic materials: tetrafluoroethylene (TFE), titanium oxide, iron oxide are used as an emulsifier. chromium, zinc, aluminum, polyvinyl alcohol, as well as highly dispersed hydrophobic materials of silicon oxides: white soot, talc, aerosil, perlite, as well as polysilicon silica (see table 1).
Для приготовления предлагаемой ЖГС в вышеуказанные ПАВ или смесь ПАВ в количестве 2-10 мас.% добавляют эмульсию ПАА в масле с ММ=15·106 и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА в масле с ММ=5·106 и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы в масле марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,5-5,0 мас.%, затем вводят вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы в количестве 0,1-3,0 мас.%, затем при перемешивании небольшими порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.To prepare the proposed ZhGS in the above surfactants or a surfactant mixture in an amount of 2-10 wt.% Add PAA emulsion in oil with MM = 15 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 15% (under code P-1) or PAA emulsion in oil with MM = 5 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 5% (under the code P-2), or an emulsion of carboxymethyl cellulose in oil grade KMTS-600 (under the code P-3) in an amount of 0.5-5.0 wt.%, Then enter the above highly dispersed hydrophobic materials in an amount of 0.1-3.0 wt.%, then, with stirring in small portions, a solution of the above mineral salts of the desired density is metered.
Эмульсию-прототип готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ с растворами минеральных солей нужной плотности.An emulsion prototype is prepared by mixing the above surfactants or a mixture of surfactants with solutions of mineral salts of the desired density.
Результаты замеров структурной вязкости заявляемых составов и составов-прототипов представлены в табл.1.The results of measurements of the structural viscosity of the claimed compositions and compositions of the prototypes are presented in table 1.
Результаты замеров вязкости показывают, что при введении в состав эмульсии полимера в масле и высокодисперсного гидрофобного материала вязкость эмульсий возрастает в 1,5-3 раза (сравните заявляемые составы с составами-прототипами в табл.1), а термостабильность эмульсий увеличивается в 2-3 раза в сравнении эмульсиями-прототипами.The results of viscosity measurements show that when a polymer in oil and highly dispersed hydrophobic material are introduced into the emulsion, the viscosity of the emulsions increases by 1.5-3 times (compare the claimed compositions with the prototype compositions in Table 1), and the thermal stability of the emulsions increases by 2-3 times in comparison with prototype emulsions.
Плотность приготовленных ЖГС находится в широком диапазоне 1,02-1,60 г/см3 в зависимости от поставленной задачи.The density of the prepared GHS is in a wide range of 1.02-1.60 g / cm 3 depending on the task.
Пример 2. Для приготовления заявляемой эмульсии в качестве эмульгатора используют вышеуказанные поверхностно-активные вещества или смесь ПАВ, эмульсию полимера в масле (см. пример 1) и углеводород разных марок: стабильный бензин, керосин, гексановую фракцию, нефрас, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. Углеводород добавляют в вышеуказанные ПАВ или смесь ПАВ для снижения вязкости и плотности эмульсий (см. табл.2).Example 2. For the preparation of the inventive emulsion as an emulsifier using the above surfactants or a mixture of surfactants, an emulsion of a polymer in oil (see example 1) and hydrocarbons of different grades: stable gasoline, kerosene, hexane fraction, nefras, diesel fuel, and low viscosity oil. Hydrocarbon is added to the above surfactants or surfactant mixture to reduce the viscosity and density of emulsions (see table 2).
Предлагаемую эмульсию готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ в количестве 2-10 мас.% с углеводородом в количестве 5-35 мас.%, затем вводят эмульсию ПАА в масле с ММ=15·106 и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА в масле с ММ=5·106 и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы в масле марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,5-5,0 мас.%, затем при перемешивании небольшими порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.The proposed emulsion is prepared by mixing the above surfactants or a surfactant mixture in an amount of 2-10 wt.% With a hydrocarbon in an amount of 5-35 wt.%, Then a PAA emulsion is introduced in oil with MM = 15 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 15% (under the code number) P-1) or an PAA emulsion in oil with MM = 5 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 5% (under the code P-2), or an emulsion of carboxymethyl cellulose in oil grade KMC-600 (under the code P-3) in an amount of 0.5 -5.0 wt.%, Then, with stirring in small portions, a solution of the above mineral salts of the desired density is metered.
Эмульсию-прототип готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ и углеводорода, а затем порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.The prototype emulsion is prepared by mixing the above surfactants and hydrocarbon, and then a solution of the above mineral salts of the desired density is metered in portions.
Результаты замеров структурной вязкости заявляемых составов и составов-прототипов представлены в табл.2.The results of measurements of the structural viscosity of the claimed compositions and compositions of the prototypes are presented in table.2.
Результаты табл.2 показывают, что при введении в эмульсию углеводорода в количестве 5-35 мас.% вязкость ее уменьшается 8-10 раз по сравнении с вязкостью эмульсии без углеводорода (сравни данные табл.1 и табл.2), а плотность ЖГС уменьшается до 0,86 г/см3.The results of Table 2 show that when 5-35 wt.% Hydrocarbon is introduced into the emulsion, its viscosity decreases 8-10 times as compared with the viscosity of the emulsion without hydrocarbon (compare the data in Table 1 and Table 2), and the density of the GHS decreases up to 0.86 g / cm 3 .
Исследования показали, что оптимальными концентрациями являются концентрации ПАВ или смесей ПАВ 2-10 мас.%, эмульсии полимера в масле - 0,5-5,0 мас.%, высокодисперсного гидрофобного материала в количестве 0,1-3,0 мас.%, раствора минеральной соли - остальное. При необходимости добавляют углеводород в количестве 5-35 мас.%.Studies have shown that the optimal concentrations are concentrations of surfactants or surfactant mixtures of 2-10 wt.%, Polymer emulsions in oil - 0.5-5.0 wt.%, Highly dispersed hydrophobic material in an amount of 0.1-3.0 wt.% mineral salt solution - the rest. If necessary, add hydrocarbon in an amount of 5-35 wt.%.
Применение предлагаемой жидкости глушения скважин с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для ОПЗ пласта, позволяет сохранить, восстановить и повысить фильтрационно-емкостные характеристики коллектора за счет повышения термостабильности эмульсии, гидрофобизации породы коллектора и снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода-порода-нефть, а также увеличения относительной проницаемости коллектора для углеводородной фазы по сравнению с водной.The use of the proposed well killing fluid with a multifunctional purpose that meets the requirements of the technology of well killing, as well as having the properties necessary for the formation IPF, allows you to save, restore and improve the reservoir properties of the reservoir by increasing the thermal stability of the emulsion, hydrophobizing the reservoir rock and reducing surface tension by the water-rock-oil interface, as well as increasing the relative permeability of the reservoir for the hydrocarbon phase by cf appetite with water.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005101995/03A RU2279462C1 (en) | 2005-01-27 | 2005-01-27 | Oil-and-gas well kill fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005101995/03A RU2279462C1 (en) | 2005-01-27 | 2005-01-27 | Oil-and-gas well kill fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2279462C1 true RU2279462C1 (en) | 2006-07-10 |
Family
ID=36830693
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005101995/03A RU2279462C1 (en) | 2005-01-27 | 2005-01-27 | Oil-and-gas well kill fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2279462C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460753C1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Fluid for well killing |
| RU2617661C1 (en) * | 2016-08-11 | 2017-04-25 | Виталий Юрьевич Федоренко | Well killing fluid |
| RU2659046C1 (en) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of damping oil and gas wells |
| RU2662721C1 (en) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options) |
| RU2662720C1 (en) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of damping oil and gas wells with highly permeable fractures of the hydraulic fracturing (variants) |
-
2005
- 2005-01-27 RU RU2005101995/03A patent/RU2279462C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460753C1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Fluid for well killing |
| RU2617661C1 (en) * | 2016-08-11 | 2017-04-25 | Виталий Юрьевич Федоренко | Well killing fluid |
| RU2659046C1 (en) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of damping oil and gas wells |
| US11414953B2 (en) | 2017-08-21 | 2022-08-16 | Limited Liability Company “Gr Petroleum” | Method for killing oil and gas wells |
| RU2662721C1 (en) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of damping oil and gas wells in complicated conditions (options) |
| RU2662720C1 (en) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of damping oil and gas wells with highly permeable fractures of the hydraulic fracturing (variants) |
| WO2019070166A1 (en) | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Method for killing oil and gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10767104B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
| US6904972B2 (en) | Fracturing with viscoelastic surfactant based fluid | |
| US8293687B2 (en) | Compositions and processes for fracturing subterranean formations | |
| CN102746841B (en) | Nanoparticle-added composite foam system used for oil and gas field and preparation method thereof | |
| CA2892816C (en) | Fracturing fluids including amine oxides as flowback aids | |
| US7875575B2 (en) | Compositions and methods for water and gas shut-off in subterranean wells with VES fluids | |
| CA2541870C (en) | Methods of fracturing a subterranean formation using a ph dependent foamed fracturing fluid | |
| RU2279462C1 (en) | Oil-and-gas well kill fluid | |
| WO2013006275A2 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| CN104449631A (en) | Strong gas-wetting nanosilicon dioxide water block removal agent, preparation method thereof and method for wetting transition of rock surface | |
| CN115151623A (en) | Surfactant for oil and gas production | |
| CA1050257A (en) | Asphalt plug emplacement process | |
| RU2307860C2 (en) | Formulation for removing asphaltene-tar-paraffin deposits and hydrophobization of formation bottom zone | |
| KR20220161348A (en) | Surfactants for oil and gas production | |
| CN108485627A (en) | A kind of preparation of water filling with oil cleaning clay expansion-resisting agent | |
| US4008096A (en) | Asphalt plug emplacement process | |
| RU2515626C1 (en) | Process fluid for oil wells perforating and killing | |
| CA2329600A1 (en) | Fracturing fluid | |
| RU2332439C2 (en) | Gas-filled composition for insulation of water-supply to hole | |
| Xu et al. | Laboratory investigation on CO2 foam flooding for mature fields in Western Australia | |
| NO823414L (en) | PROCEDURE AND MEDICINE FOR SURGERY OF OIL OR GAS BURNS. | |
| CN103013482A (en) | Composite well wall stabilizer | |
| RU2220999C1 (en) | Composition for production and transport of crude oil and a method for preparation thereof | |
| RU2282653C2 (en) | Composition for insulation of formation water inflow and a method to prepare the same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170128 |