RU2314331C1 - Жидкость для глушения скважин без твердой фазы - Google Patents
Жидкость для глушения скважин без твердой фазы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2314331C1 RU2314331C1 RU2006119160/03A RU2006119160A RU2314331C1 RU 2314331 C1 RU2314331 C1 RU 2314331C1 RU 2006119160/03 A RU2006119160/03 A RU 2006119160/03A RU 2006119160 A RU2006119160 A RU 2006119160A RU 2314331 C1 RU2314331 C1 RU 2314331C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solid phase
- fluid
- reservoir
- liquid
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для глушения скважин без твердой фазы, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при одновременном увеличении морозостойкости, сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования, расширение ассортимента ингибирующих веществ. Жидкость для глушения скважин без твердой фазы содержит, мас.%: диэтиленгликоль 30-40, полисахаридный полимер Сульфацелл 0,5-1,0, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ 0,5-1,0, коагулянт катионный MKG™ 0,8-1,5, Морпен 0,5-1,0, воду остальное. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для глушения скважин без твердой фазы, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического.
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
- известна жидкость для глушения скважины без твердой фазы, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, вес.%:
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) | 58,7-69 |
Поверхностно-активное вещество | 0,3-0,7 |
Технический глицерин | 30-40 |
Моноэтаноламид | 0,3-1, |
(см. а. с. СССР №796394 от 26.03.1979 г. по кл. Е21В 43/12, опубл. в Бюл. №2, 1981 г.).
Недостатком указанной жидкости является невысокая эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования скважин, что увеличивает время освоения скважин. Это обусловлено следующими причинами: данная жидкость из-за высокого содержания в ней полисахаридного полимера КМЦ обладает высокими значениями вязкости. Последнее создает определенные трудности при прокачивании жидкости. При использовании ее не сохраняется естественная проницаемость продуктивного пласта после деблокирования, так как КМЦ оказывает кольматирующее воздействие на продуктивный пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скважины, а также не способствует сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. При освоении скважины жидкость извлекается водным раствором ПАВ, фильтрующимся в пласт и кольматирующим его. Использование в зимнее время затрудняется из-за высоких значений вязкости;
- известен безглинистый буровой раствор, который может быть использован при глушении скважин, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, масс.%:
Полиакриламид (ПАА) | 0,1-0,4 |
Соль алюминия | 0,01-25,00 |
Полигликоли | 1-20 |
Вода | остальное, |
(см. а. с. СССР №1339119 от 05.11.1985 г. по кл. С09К 7/02, опубл. в Бюл. №35, 1987 г.).
Недостатком указанного раствора является недостаточная эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования скважин, что увеличивает время освоения скважин. Это обусловлено следующими причинами: данный раствор имеет показатель водоотдачи Ф=2-4 см3 за 30 минут. При взаимодействии указанных ингредиентов происходит незначительное изменение структуры за счет межмолекулярного взаимодействия (сцепления функциональных групп) - происходит «сшивание» ПАА солью алюминия. В итоге образуется «сшитый» ПАА с включением в его молекулу полигликолевых цепей. В пластовых условиях это приведет к образованию кольматационного экрана повышенной прочности. Осложняется процесс деблокирования, так как образовавший полиакриламидный экран не поддается кислотному и биологическому разложению. Невозможность наиболее полного удаления раствора из продуктивного пласта после окончания работ снижает проницаемость последнего, что отрицательно влияет на продуктивность скважины, увеличиваются сроки освоения скважин. Ухудшаются коллекторские свойства продуктивного пласта. Содержание в растворе полигликолей - многотоннажного отхода производства, получаемого при гидратации окиси этилена в количестве 1-20 мас.%, - недостаточно для придания жидкости необходимой морозостойкости;
- известна жидкость для глушения скважины без твердой фазы, рецептура которой имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:
Сульфит-спиртовая | |
дрожжевая барда (ССДБ) | 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, |
(см. патент СССР №1790590 от 07.06.1990 г. по кл. С09К 7/00, Е21В 33/13, опубл. в Бюл. №3, 1993 г.).
Недостатком указанной жидкости является недостаточная эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования скважин, что увеличивает время освоения скважин. Это обусловлено следующими причинами: данная жидкость имеет плотность 1200 кг/м3 и выше. При использовании ее в скважинах с пластовым давлением, ниже или равным гидростатическому, будет происходить фильтрация в поглощающие пласты, когда пласт сложен различными породами - коллекторами. В связи с этим не сохраняется естественная проницаемость продуктивного пласта после деблокирования, увеличиваются сроки освоения скважины. Указанная жидкость не обладает необходимыми ингибирующими свойствами, из-за небольшого количества содержащихся в ней ингибирующих веществ - хлорида калия и оксиэтилцеллюлозы. Ухудшаются коллекторские свойства продуктивного пласта. Кроме того жидкость не обладает необходимой морозостойкостью, использование ССДБ осложняет условия транспортировки при отрицательных температурах;
- в качестве прототипа выбрана жидкость для глушения скважин без твердой фазы, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:
Биополимер ксантанового рода | 1,0 |
Полиалкиленгликолевый компонент | 2,0 |
Понизитель фильтрации | 0,3 |
Ингибитор набухания глин | 1,0 |
Регулятор рН - КОН | 0,05 |
Вода | остальное, |
(см. патент РФ №2168531 от 09.11.1999 г. по кл. С09К 7/00, опубл. в Бюл. №16, 2001 г.).
Недостатком указанной жидкости является недостаточная эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования скважин, что увеличивает время освоения скважин. Это обусловлено следующими причинами: при использовании данной жидкости, в промысловых условиях происходит проникновение фильтрата в продуктивный пласт, в результате происходит некоторое набухание глин, так как указанная жидкость имеет невысокие ингибирующие свойства, и перекрывание каналов по которой поступает добываемая продукция. Кроме того, жидкость характеризуется повышенными значениями показателя фильтрации. Все это ухудшает коллекторские свойства продуктивного пласта. На ингибирующие свойства оказывают влияние, находящиеся в жидкости хлорид калия и биополимер ксантанового рода - полисахаридный полимер. Содержание хлорида калия до 2 мас.% не обеспечивает необходимых ингибирующих свойств используемой жидкости, то есть является недостаточным для участия в механизме гидрофобизации поверхности глин, происходит неполный катионный обмен между ингибирующим веществом и глинами, в том числе и из-за наличия водо- и маслорастворимых полиалкиленгликолевого компонента - ассоциативного бинарного продукта, который не участвует в гидрофобизации глин, так как сам обладает гидрофобизирующими свойствами, и даже частично препятствует участию полисахаридного полимера в процессе ингибирования. Немаловажным условием является рН жидкости, равное 8,5, что также влияет на снижение ингибирующих свойств. При использовании в промысловых условиях указанной жидкости имеется вероятность проникновения фильтрата в пласт, так как показатель фильтрации ее достаточно высокий, что может вызвать кольматацию пласта и не способствует сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Использование жидкости указанной рецептуры в зимнее время малоэффективно, так как не содержит морозоустойчивых добавок.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему:
- повышается эффективность глушения скважин за счет использования жидкости для глушения без твердой фазы с пониженными значениями показателя фильтрации, повышенными ингибирующими свойствами, способствующими сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта при одновременном увеличении морозостойкости;
- сохраняется естественная проницаемость продуктивного пласта после деблокирования, что сокращает время освоения скважин;
- расширяется ассортимент ингибирующих веществ.
Технический результат достигается с помощью известной жидкости для глушения скважин без твердой фазы, включающей гликольсодержащий компонент, полисахаридный полимер, понизитель фильтрации, ингибитор набухания глин и воду, который дополнительно содержит Морпен, а в качестве гликольсодержащего компонента - диэтиленгликоль, в качестве полисахаридного полимера - Сульфацелл, в качестве понизителя фильтрации - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ, в качестве ингибитора набухания глин - коагулянт катионный MKG™ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Диэтиленгликоль | 30-40 |
Сульфацелл | 0,5-1,0 |
КССБ | 0,5-1,0 |
Коагулянт катионный MKG™ | 0,8-1,5 |
Морпен | 0,5-1,0 |
Вода | остальное. |
Заявляемый состав соответствует условию «новизна».
Для приготовления жидкости используют диэтиленгликоль по ГОСТ 6221-90, Сульфацелл - по ТУ 2231-013-32957739-01, в качестве КССБ используют КССБ-2 по ТУ 2454325-05133190-2000, КССБ-5 по ТУ 17-06-311-94, коагулянт катионный MKG™ - модифицированная смесь акриламида и акрилата натрия - по ТУ 2458-003-13720606-04, Морпен - по 2481-008-22299560-02.
В процессе глушения газовых, газоконденсатных скважин с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического, происходит интенсивное нарушение коллекторских свойств продуктивного пласта, снижение производительности скважин. К основным требованиям, предъявляемым к жидкостям для глушения скважин относится следующее:
- максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
- технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин;
- плотность жидкости для глушения скважин должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;
- должны быть обеспечены взрыво- и пожаробезопасность.
При условии использования в зимнее время жидкость для глушения скважин должна быть и морозостойкой.
При использовании в заявляемой жидкости для глушения скважин без твердой фазы компонентов в заявляемых интервалах происходят следующие процессы. При смешивании компонентов указанной жидкости для глушения скважин без твердой фазы с водой имеет место физико-механическое взаимодействие данных растворяемых веществ с молекулами растворителя. Процесс растворения сопровождается выделением небольшого количества теплоты. Это свидетельствует о том, что молекулы (или ионы) растворенного вещества образуют с молекулами растворителя химические соединения, называемые гидратами, так как растворителем является вода. Соединение молекул или ионов растворяемых веществ с молекулами растворителя-воды осуществляется главным образом за счет водородных связей или же вследствие электростатического взаимодействия полярных молекул веществ. Иначе говоря, образование водородной связи начинается с электростатического взаимодействия. Электростатическая связь при приближении молекул возникает мгновенно и не требует при этом от них жесткой взаимной ориентации. Водородная связь как химическая образуется во времени, требует предварительной активации и жесткой взаимной ориентации связываемых ею частиц. Из четырех водородных связей, которая может реализовать молекула воды, труднее всех образовать первую, так как для этого нужно активировать молекулу. Молекулы с одной водородной связью уже являются активированными, поэтому последующие связи образуются легче. Так как молекулы воды образуют водородные связи с разными соседями (функциональными группами входящих в состав компонентов), то каждая активная молекула активизирует четыре соседних, то есть структурирование воды, начавшись в одной случайной точке, распространяется по объему лавинообразно, подобно разветвленной цепной реакции. Таким образом, структурирование жидкости обусловлено начальным моментом образования водородных связей, то есть электростатическим взаимодействием разноименно заряженных элементов жидкости. Они являются быстродействующими, не ориентированными, поэтому вязкость жидкости возрастает. Наличие в рецептуре жидкости различных высокомолекулярных соединений (сочетание компонентов с различной природой растворения) помогает друг другу более равномерно распределять прочность водородных связей по всему объему. Компоненты Сульфацелл и КССБ в жидкости создают как бы первоначальную сетку на основе водородных связей, придавая ей тем самым структуру, а наличие диэтиленглиголя, коагулянта катионного MKG™ и Морпена за счет своей гидратации будут ее перераспределять между собой, с одновременным выравниванием прочности водородных связей по всему объему жидкости. В результате такого взаимодействия компонентов образуется прочная система, на строение и физико-химические свойства которой оказывает сильное влияние межмолекулярные связи используемых компонентов. Это придает заявляемой жидкости для глушения скважин без твердой фазы повышенные значения условной и пластической вязкости. Как было отмечено, высокомолекулярные компоненты указанной жидкости имеют различную молекулярную массу и природу растворения, что сказывается на скорости растворения, а это придает ей необходимые структурно-механические свойства, статическое напряжение сдвига на значениях показателя фильтрации. В результате образования прочной структуры обеспечивается улучшение блокирующих свойств, повышается эффективность глушения скважин. Жидкость имеет пониженные значения показателя фильтрации, что способствует сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Не происходит проникновение в него фильтрата.
Заявляемая жидкость для глушения скважин без твердой фазы характеризуется повышенными ингибирующими свойствами. Анализ литературных данных показывает, что достаточно хорошо исследовано влияние в основном неорганических, а действие синтетических органических катионов на глины изучено недостаточно. Механизм ингибирования глин многоплановый и обусловлен его химической и физической адсорбцией и способностью замещать обменные комплексы органическим катионом во всей кристаллической решетке глин. Под обменной способностью глин понимается их способность поглощать ионы из окружающей среды и выделять эквивалентное количество других ионов, находящихся на данном минерале в обменном состоянии. Обменные катионы, находящиеся на поверхности глин, играют большую роль в определении природы поверхности глинистых частиц и их способности образовывать в водных растворах коагуляционно-тиксотропные структуры. В целом процесс ингибирования глин можно условно разделить на 2 этапа. Первый этап обусловлен физической адсорбцией коагулянта катионного MKG™ непосредственно на отрицательно заряженной поверхности глин. Физическая адсорбция происходит за счет сил Ван-дер-Ваальса через весьма тонкие сольватные оболочки вокруг глинистых частиц. Второй этап можно связать с модификацией поверхности глин за счет химической адсорбции. При хемосорбции - химическом взаимодействии между ингибитором коагулянтом катионным MKG™ и поверхностью глин - образуются химические связи между гидроксильными группами (ОН-) глин, находящихся у них на поверхности и катионами коагулянта катионного MKG™, который имеет довольно разнообразные функциональные группы (CONH2, СООН, NH2, OSO3, CH2OH и др.). Тем самым на поверхности глин происходит образование защитного мономолекулярного слоя. Поверхность глин гидрофобизируется и защищается аналогично углеводородным компонентам, а замена обменного комплекса глин соответствует изоэлектрическому состоянию с переходом в органоглины и приданием им олефильных свойств. Частично на ингибирование глин влияют находящиеся в рецептуре полимерные реагенты за счет капсулирующего (защитно-обволакивающего) их действия, а также диэтиленгликоль, действующий по методу «осушки». Использование коагулянта катионного MKG™ существенно влияет на повышение ингибирующих свойств (см. акт испытания). А его использование в качестве ингибитора расширяет ассортимент ингибирующих веществ. Заявляемая жидкость для глушения скважин без твердой фазы может быть использована в зимний период времени и остается работоспособной при -36°С.
Заявляемая жидкость для глушения скважин без твердой фазы практически не содержит активных функциональных групп (так как часть из них участвует между компонентами внутри жидкости, а остальная часть - в дегидратации глин). Ввиду этого она является относительно нейтральной к пластовым флюидам в скважине и характеризуется малой адгезией к продуктивному пласту. Это обеспечивает ей в свою очередь стабильность и сохранение свойств в течение времени, необходимого для проведения работ. При небольших давлениях заявляемая жидкость легко удаляется из пласта (деблокирование), обеспечивается сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта, что в свою очередь сокращает время освоения скважин. Совместное использование компонентов в заявляемых интервалах придает образующейся жидкости комплекс свойств, обеспечивающий повышение эффективности глушения скважин.
Содержание в жидкости диэтиленгликоля менее 30 мас.%, Сульфацелла, КССБ, Морпена менее 0,5%, коагулянта катионного MKG™ менее 0,8 мас.% приводит к повышению значения показателя фильтрации, уменьшению ингибирующих свойств, что не обеспечивает эффективность глушения скважин.
Содержание в жидкости диэтиленгликоля более 40 мас.%, Сульфацелла, КССБ, Морпена более 1,0 мас.%, коагулянта катионного MKG™ более 0,8 мас.% нецелесообразно, так как существенного улучшения ее свойств не происходит.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая жидкость для глушения скважин без твердой фазы обеспечивает достижение технического результата.
Не выявлены по имеющимся источникам известные технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.
Заявляемый состав соответствует условию «изобретательский уровень».
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами:
Пример №1 (промысловый).
Гипотетическая газовая скважина. Коллектор представлен сеноманскими отложениями.
Исходные данные
1. Глубина скважины, м 1330
2. Глубина спуска эксплуатационной колонны, м 1330
3. Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм 219
4. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Dвэк, мм 201,2
5. Наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), Dннкт, мм 168
6. Внутренний диаметр НКТ, Dвнкт, мм 153,4
7. Глубина спуска НКТ (башмак HKT), L, м 1212
8. Искусственный забой, м 1322,5
9. Текущий забой, м 1291,4
10. Интервал перфорации, м 1222,4-1241,6; 1256-1294,4
11. Устье оборудовано КГ (колонная головка) - ОКК2-324×219-210ХЛ(Баку);
ФА (фонтанная арматура) - АФК-150×100-210ХЛ (Баку).
12. Пластовое давление Рпл=7,67 МПА.
Рассчитывают
1. Объем блокирующей жидкости Vбж
Vбж=к·h·π·D2 вэк/4,
где к - коэффициент запаса для сеноманской залежи;
к=5-6, определен из опыта работ на данном месторождении;
h - расстояние от верхних перфорационных отверстий до текущего забоя, м.
h=1291,4-1222,4=69 м.
Vбж=5·69·3,14·0,20122/4≈11 м3.
2. Объем первой пачки жидкости глушения без твердой фазы V1жгл
V1жгл=L·π·(D2 вэк-D2 ннкт)/4,
V1жгл=1212·3,14·(0,20122-0,1682)/4≈11,7 м3.
3. Объем второй пачки жидкости глушения без твердой фазы V2жгл
V2жгл=(L·π·D2 внкт/4)+(h1·π·D2 вэк/4),
где h1 - расстояние от верхних перфорационных отверстий до башмака НКТ, м.
h1=1222,4-1212=10,4 м.
V2жгл=(1212·3,14·0,15342/4)+(10,4·3,14·0,20122/4)≈22,7 м3.
Для глушения скважины необходимо приготовить 11 м3 блокирующей жидкости и 34,4 м3 жидкости глушения без твердой фазы.
Порядок приготовления 34,4 м3 жидкости глушения без твердой фазы.
Для приготовления 10 м3 жидкости глушения без твердой фазы в емкость объемом 10 м3 заливают воду объемом 5,704 м3 или 5704 л (что составляет 55,5 мас.%), засыпают 103,7 кг Сульфацелла (что составляет 1 мас.%), 103,7 кг КССБ-2 (что составляет 1 мас.%), вводят 4,027 м3 диэтиленгликоля или 4027 л (что составляет 40 мас.%), 0,125 м3 или 125 л коагулянта катионного MKG™ (что составляет 1,5 мас.%), добавляют 0,098 м3 или 98 л Морпена (что составляет 1 мас.%). Осуществляют перемешивание цементировочным агрегатом ЦА 320. После приготовления 10 м3 жидкости глушения производят слив ее в емкость для хранения.
По выше приведенной схеме готовят еще 20 м3 жидкости глушения без твердой фазы.
Готовят 4,4 м3 жидкости глушения без твердой фазы в емкости объемом 5 м3, используют следующее количество компонентов:
Диэтиленгликоль 1,772 м3 или 1772 л
Сульфацелл 45,63 кг КССБ-2 45,63 кг
Коагулянт катионный MKG™ 0,055 м или 55 л
Морпен 0,043 м3 или 43 л
Вода 2,51 м3 или 2510 л.
Приготовленный раствор сливают в емкость для хранения.
Технологию глушения скважины осуществляют следующим образом.
1. При закрытом затрубном пространстве в трубное пространство скважины закачивают первую пачку жидкости глушения без твердой фазы объемом 11,7 м3.
2. Закачивают расчетное количество блокирующего состава в трубное пространство скважины, при этом затрубное пространство открывают на факельную линию, оборудованную штуцером 8-10 мм.
3. Закачивают вторую пачку жидкости глушения без твердой фазы до появления первой ее пачки на факельной линии.
4. 3акрывают затрубное пространство и производят закачку оставшегося количества жидкости глушения без твердой фазы.
5. Скважину закрывают на технологический отстой в течение 12 часов и контролируют устьевые давления.
После глушения скважины далее проводят ремонтные работы. По их окончании продуктивный пласт деблокируют и производят освоение скважины двухфазной пеной, плавно снижая противодавление на пласт до получения притока газа.
В результате использования жидкости глушения скважины без твердой фазы время выхода скважины на доремонтный режим эксплуатации сокращается с 7 до 3 суток.
Пример 1 (лабораторный).
В 677 мл воды (что составляет 67,7 мас.%) вводят 0,5 г Сульфацелла (что оставляет 0,5 мас.%), 0,5 г КССБ-2 (что составляет 0,5 мас.%), 291,26 мл Диэтиленгликоля ρ=1030 кг/м3 (что составляет 30 мас.%), 6,45 мл коагулянта катионного MKG™ ρ=1240 кг/м3 (что составляет 0,8 мас.%), 4,72 мл Морпена ρ=1060 кг/м3 (что составляет 0,5 мас.%). Производят перемешивание до получения однородной жидкости.
Жидкость имеет следующие свойства:
ρ=1020 кг/м3, Т=48с, θ1мин=28,7 дПа, θ10мин=30,0 дПа, Ф=2,5, ηпл=33 мПас, τо=139,5 дПа, П0=1,98, давление прорыва состава - 18,0 МПа, давление деблокирования - 0,10 МПа, β=98,1%, β1=99,5% МПа, рН=7,0, Тз=-34°С.
Пример №2.
Готовят 1000 г жидкости, г/мас.%:
Диэтиленгликоль 400/40 (что составляет 388,35 мл ρ=1030 кг/м3)
Сульфацелл 10/1,0
КССБ-5 10/1,0
Коагулянт катионный
MKG™ 15/1,5 (что составляет 12,10 мл ρ=1240 кг/м3)
Морпен 10/1,0 (что составляет 9,43 мл ρ=1060 кг/м3)
Вода 555/55,5.
Проводим все операции, как указано в примере №1.
Жидкость имеет следующие свойства:
ρ=1037 кг/м3, Т=198с, θ1мин=50,3 дПа, θ10мин=57,5 дПа, Ф=1,2, ηпл=62 мПас, τ0=310 дПа, П0=1,52, давление прорыва состава - 29,0 МПа, давление деблокирования - 0,48 МПа, β=99,3%, β1=99,7% МПа, рН=6,6, Тз=-36°С.
Пример №3.
Готовят 1000 г жидкости, г/мас.%:
Диэтиленгликоль 300/30 (что составляет 291,26 мл ρ=1030 кг/м3)
Сульфацелл 10/1,0
КССБ-2 10/1,0
Коагулянт катионный
MKG™ 10/1,0 (что составляет 8,1 мл ρ=1240 кг/м3)
Морпен 10/1,0 (что составляет 9,43 мл ρ=1060 кг/м3)
Вода 660/66,0.
Проводим все операции, как указано в примере №1.
Жидкость имеет следующие свойства:
ρ=1034 кг/м3, Т=133с, θ1мин=41,2 дПа, θ10мин=43,5 дПа, Ф=1,5, ηпл=51 мПас, τ0=256,6 дПа, П0=1,69, давление прорыва состава - 22,0 МПа, давление деблокирования - 0,15 МПа, β=98,3%, β1=99,7% МПа, рН=6,9, Тз=-34°С.
Пример №4.
Готовят 1000 г жидкости, г/мас.%:
Диэтиленгликоль 350/35 (что составляет 339,81 мл ρ=1030 кг/м3)
Сульфацелл 8,0/0,8
КССБ-5 8,0/0,8
Коагулянт катионный
MKG™ 10/1,0 (что составляет 8,1 мл ρ=1240 кг/м3)
Морпен 8,0/0,8 (что составляет7,55 мл ρ=1060 кг/м3)
Вода 616/61,6.
Проводим все операции, как указано в примере №1.
Жидкость имеет следующие свойства:
ρ=1033 кг/м3, Т=99с, θ1мин=38,0 дПа, θ10мин=40,8 дПа, Ф=1,5, ηпл=46 мПас, τ0=229 дПа, П0=1,72, давление прорыва состава - 20,0 МПа, давление деблокирования - 0,10 МПа, β=99,3%, β1=99,7% МПа, рН=6,8, Тз=-35°С.
Пример №5.
Готовят 1000 г жидкости, г/мас.%:
Диэтиленгликоль 400/40(что составляет 388,35 мл ρ=1030 кг/м3)
Сульфацелл 8,0/0,8
КССБ-2 10/1,0
Коагулянт катионный
MKG™ 8,0/0,8 (что составляет 6,45 мл ρ=1240 кг/м3)
Морпен 5,0/0,5 (что составляет 4,72 мл ρ=1060 кг/м3)
Вода 569/56,9.
Проводим все операции, как указано в примере №1.
Жидкость имеет следующие свойства:
ρ=1023 кг/м3, Т=98с, θ1мин=34,3 дПа, θ10мин=35,5 дПа, Ф=1,6, ηпл=43 мПас, τ0=205 дПа, П0=1,70, давление прорыва состава - 27,0 МПа, давление деблокирования - 0,16 МПа, β=98,9%, β1=99,7% МПа, рН-6,5, Тз=-36°С.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условиям «новизна, изобретательский уровень и промышленная применимость», то есть является патентоспособным.
Claims (1)
- Жидкость для глушения скважин без твердой фазы, включающая гликольсодержащий компонент, полисахаридный полимер, понизитель фильтрации, ингибитор набухания глин и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит Морпен, а в качестве гликольсодержащего компонента - диэтиленгликоль, в качестве полисахаридного полимера - Сульфацелл, в качестве понизителя фильтрации - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ, в качестве ингибитора набухания глин - коагулянт катионный MKG™ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Диэтиленгликоль 30-40 Сульфацелл 0,5-1,0 КССБ 0,5-1,0 Коагулянт катионный MKG™ 0,8-1,5 Морпен 0,5-1,0 Вода Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006119160/03A RU2314331C1 (ru) | 2006-05-31 | 2006-05-31 | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006119160/03A RU2314331C1 (ru) | 2006-05-31 | 2006-05-31 | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2314331C1 true RU2314331C1 (ru) | 2008-01-10 |
Family
ID=39020166
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006119160/03A RU2314331C1 (ru) | 2006-05-31 | 2006-05-31 | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2314331C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2460753C1 (ru) * | 2011-04-01 | 2012-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Жидкость для глушения скважин |
RU2499019C1 (ru) * | 2012-04-24 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Жидкость для глушения скважин |
RU2642680C1 (ru) * | 2016-12-19 | 2018-01-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин |
RU2642743C1 (ru) * | 2016-10-19 | 2018-01-25 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Состав и способ приготовления пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин |
-
2006
- 2006-05-31 RU RU2006119160/03A patent/RU2314331C1/ru active
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2460753C1 (ru) * | 2011-04-01 | 2012-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Жидкость для глушения скважин |
RU2499019C1 (ru) * | 2012-04-24 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Жидкость для глушения скважин |
RU2642743C1 (ru) * | 2016-10-19 | 2018-01-25 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Состав и способ приготовления пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин |
RU2642680C1 (ru) * | 2016-12-19 | 2018-01-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9932510B2 (en) | Lost-circulation materials of two different types of fibers | |
US5881813A (en) | Method for improved stimulation treatment | |
RU2307144C2 (ru) | Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения | |
EA028131B1 (ru) | Целлюлозные нановискеры для обслуживания скважин | |
BRPI0806243B1 (pt) | Método para estimular uma porção de uma formação subterrânea | |
CA2858425A1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
CA2947140A1 (en) | Acid soluble flakes as lost circulation material | |
EA022202B1 (ru) | Способы и скважинные флюиды на водной основе для уменьшения поглощения скважинного флюида и поглощения фильтрата | |
RU2547187C1 (ru) | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ | |
CN114836184B (zh) | 一种海上大漏失油水井修井用可降解暂堵剂及其使用方法 | |
RU2314331C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы | |
CA3090866A1 (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
US11286413B2 (en) | Modified biopolymers for diversion, conformance, and fluid loss control | |
CN112011322A (zh) | 压井用三元复合暂堵剂及其压井暂堵施工方法 | |
RU2416025C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва и крепления пластов, сложенных рыхлыми несцементированными породами | |
RU2465446C1 (ru) | Способ добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающий обводненность продукции скважин | |
NO20180877A1 (en) | Environmentally friendly wellbore consolidating/fluid loss material | |
RU2616632C1 (ru) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород | |
RU2345114C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
US20180305600A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
CN102899014B (zh) | 一种纤维转向酸 | |
RU2266394C1 (ru) | Пенообразующий состав для глушения скважин | |
RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
CN110669485A (zh) | 一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 1-2008 FOR TAG: (73) |