RU2333233C1 - Liquid for well killing and perforation operations - Google Patents
Liquid for well killing and perforation operations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2333233C1 RU2333233C1 RU2007102832/03A RU2007102832A RU2333233C1 RU 2333233 C1 RU2333233 C1 RU 2333233C1 RU 2007102832/03 A RU2007102832/03 A RU 2007102832/03A RU 2007102832 A RU2007102832 A RU 2007102832A RU 2333233 C1 RU2333233 C1 RU 2333233C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- flotoreagent
- oxal
- killing
- surfactant
- Prior art date
Links
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте глубоких нефтегазовых скважин.The invention relates to the mining industry, in particular to process fluids used in the completion and overhaul of deep oil and gas wells.
Известна жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая азотсодержащее катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) [1].Known liquid for killing and perforating wells, including nitrogen-containing cationic surfactant (surfactant) [1].
Недостатком известной жидкости является то, что катионный ПАВ добавляется в техническую воду или водный раствор минеральных солей. А жидкости на водной основе негативно влияют на продуктивные пласты. Ввод же катионного ПАВ - гидрофобизатора ИВВ-1 в жидкость на водной основе не обеспечивает достаточной гидрофобизации терригенного (песчаного и полимиктового) коллектора.A disadvantage of the known liquid is that a cationic surfactant is added to industrial water or an aqueous solution of mineral salts. And water-based fluids adversely affect productive formations. The introduction of a cationic surfactant, the IVB-1 water repellent, into a water-based liquid does not provide sufficient hydrophobization of the terrigenous (sand and polymict) collector.
Наиболее близкой является жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая Флотореагент - Оксаль и добавку [2].The closest is the fluid for killing and perforating wells, including Flotoreagent - Oxal and additive [2].
Недостатком данной жидкости является недостаточная способность ингибировать гидратацию глинистых материалов, присутствующих в продуктивном пласте, что также отрицательно влияет на качество работ.The disadvantage of this fluid is the lack of ability to inhibit the hydration of clay materials present in the reservoir, which also negatively affects the quality of work.
Сущность изобретения заключается в том, что жидкость для глушения и перфорации скважин содержит Флотореагент - Оксаль и поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, об.%:The essence of the invention lies in the fact that the fluid for killing and perforating wells contains Flotoreagent - Oxal and a surfactant in the following ratio of components, vol.%:
В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы: водорастворимый катионный ПАВ - гидрофобизатор ИВВ-1; водонефтерастворимый катионный ПАВ - ГИПХ-6Б; комплексный ПАВ из катионного и неионогенного составляющих - СНПХ-ПКД-515; комплексный ПАВ - смесь катионного и амфолитного компонентов - Синол-КАм и др.The following can be used as a surfactant: water-soluble cationic surfactant - IVB-1 water repellent; water-insoluble cationic surfactant - GIPH-6B; complex surfactant from cationic and nonionic components - SNPCH-PKD-515; complex surfactant - a mixture of cationic and ampholytic components - Sinol-KAM, etc.
Технический результат при применении жидкости для глушения и перфорации скважин выражается в изменении в позитивном направлении свойств, в частности в повышении фазовой скорости фильтрации углеводородной жидкости в терригенном коллекторе, увеличении ингибирования гидратации глинистых включений в продуктивном пласте, а также в уменьшении поверхностного натяжения жидкости на границе с углеводородной жидкостью и проявлении жидкостью деэмульгирующих свойств.The technical result when using fluid for killing and perforating wells is expressed in a change in the positive direction of the properties, in particular in increasing the phase velocity of the filtration of hydrocarbon fluid in the terrigenous reservoir, increasing inhibition of hydration of clay inclusions in the reservoir, as well as in reducing the surface tension of the fluid at the interface with hydrocarbon liquid and the manifestation of liquid demulsifying properties.
Новизна жидкости состоит в том, что она практически безводная (за исключением примесей во Флотореагенте - Оксале и небольшого количества, содержащегося в товарной форме ПАВ). Кроме того, концентрация ПАВ в жидкости довольно высокая и составляет не менее 1%. Это обусловлено тем, что ПАВ, особенно катионные, активно адсорбируются на отрицательно заряженных металлических поверхностях. Поэтому, чтобы обеспечить высокое качество работ при взаимодействии жидкости с продуктивным пластом в призабойной зоне, концентрацию ПАВ при приготовлении жидкости необходимо существенно завышать с учетом потерь по пути доставки к призабойной зоне пласта (ПЗП).The novelty of the liquid is that it is practically anhydrous (with the exception of impurities in the Flotoreagent - Oxal and a small amount contained in the marketable form of surfactants). In addition, the concentration of surfactants in the liquid is quite high and is at least 1%. This is due to the fact that surfactants, especially cationic ones, are actively adsorbed on negatively charged metal surfaces. Therefore, in order to ensure high quality of work during the interaction of the fluid with the reservoir in the bottom-hole zone, the concentration of surfactants in the preparation of the fluid must be significantly overestimated, taking into account losses along the route to the bottom-hole formation zone (BCP).
В жидкостях для глушения скважин, содержащих Флотореагент - Оксаль [1, 3-5] никогда не добавлялось катионоактивное азотсодержащее вещество. А между тем кварцевый песок и глинистые материалы имеют преимущественно отрицательный заряд и для их гидрофобизации необходимы именно катионные ПАВ [6].In casing fluids containing Flotoreagent - Oxal [1, 3-5], a cationic nitrogen-containing substance has never been added. Meanwhile, quartz sand and clay materials have a predominantly negative charge, and cationic surfactants are necessary for their hydrophobization [6].
Существенным отличием в жидкости является то, что Флотореагент - Оксаль и ПАВ в отдельности не обладают столь высокими ингибирующими гидратацию глин свойствами. Более того, Флотореагент - Оксаль наоборот проявляет противоположные свойства, т.к. имеет показатель ингибирования меньше, чем у пресной воды. Тот факт, что показатель ингибирования у жидкости в целом выше, чем у ПАВ, явно свидетельствует о сверхсуммарном эффекте.A significant difference in the liquid is that the Flotoreagent - Oxal and surfactants separately do not have such high clay hydration inhibiting properties. Moreover, Flotoreagent - Oxal, on the contrary, exhibits opposite properties, because has an inhibition rate less than that of fresh water. The fact that the inhibition rate of the liquid as a whole is higher than that of the surfactant clearly indicates an over-cumulative effect.
У жидкости появляется новое свойство - деэмульгирующее, хотя в отдельности Флотореагент - Оксаль и изучаемые ПАВ на исследуемой нефти Западной Сибири явно выраженного данного свойства не проявляли.The liquid has a new property - demulsifying, although separately the Flotoreagent - Oxal and the studied surfactants on the studied oil of Western Siberia did not manifest this property clearly.
Практическая важность нового технического решения выражается в том, что жидкость сохраняет основные положительные свойства ее компонентов либо даже усиливает их и вместе с тем приобретает новые положительные качества.The practical importance of the new technical solution is expressed in the fact that the liquid retains the main positive properties of its components or even enhances them and at the same time acquires new positive qualities.
Немаловажным является дополнительное понижение поверхностной активности Флотореагента - Оксаля поверхностно-активными веществами. Также дополнительно усиливается гидрофобизирующее свойство Флотореагента - Оксаля добавками ПАВ, выражающееся в повышении фазовой проницаемости углеводородной жидкости в песчаном коллекторе. Ингибирование процесса гидратации глин в коллекторе сдерживает их набухание, а значит существенного уменьшения размеров пор не происходит.Of no small importance is an additional decrease in the surface activity of the Flotoreagent - Oxal surface-active substances. The hydrophobizing property of the Flotoreagent - Oxal is also further enhanced by surfactant additives, which is expressed in an increase in the phase permeability of a hydrocarbon liquid in a sand reservoir. Inhibition of clay hydration in the reservoir inhibits their swelling, which means that there is no significant reduction in pore size.
Все вышеперечисленное приводит к минимальному негативному воздействию жидкости на призабойную зону пласта, последующей эффективной разблокировке ПЗП от воздействий предыдущих технологических жидкостей и пластовой воды, а также облегченному (при меньшей депрессии в минимальные сроки), последующему вызову притока нефти и/или газа при освоении скважины.All of the above leads to minimal negative impact of the fluid on the bottom hole of the formation, subsequent effective release of the bottomhole formation zone from the effects of previous process fluids and produced water, as well as facilitated (with less depression in the shortest possible time), subsequent flow of oil and / or gas during well development.
Диапазон варьирования плотности Флотореагента - Оксаля 1000-1120 кг/м3 и по сути жидкость в целом удовлетворяет требованиям перфорации и глушения скважин на большей части месторождений Западно-Сибирского и Урало-Поволжского нефтегазоносных провинциях.The range of variation in the density of the Flotoreagent - Oksal density is 1000-1120 kg / m 3 and, in fact, the liquid as a whole satisfies the requirements of perforation and well killing in most of the fields of the West Siberian and Ural-Volga oil and gas provinces.
Таким образом, предлагаемая жидкость отвечает всем требованиям, предъявляемым к изобретениям.Thus, the proposed liquid meets all the requirements for inventions.
Флотореагент - Оксаль марки Т-80 выпускается согласно ТУ 38.103429-83 плотностью 1020-1090 кг/м3, а Флотореагент - Оксаль «А» марок Т-66, Т-92, Т-94 - по ТУ 2452-029-05788801-94 плотностью 1000-1120 кг/м3. Флотореагент - Оксаль представляет собой маслянистую жидкость от темного до коричневого цвета с ароматическим запахом, содержащую более 50% диаксановых спиртов и эфиров. Температура застывания Флотореагента-Оксаля в зависимости от марки варьируется в интервале минус 30-40°С. Температура вспышки в открытом тигле 80-130°С. Массовая доля диметидиоксана - не более 0,2-1,5%.Flotoreagent - Oxal grade T-80 is produced according to TU 38.103429-83 with a density of 1020-1090 kg / m 3 , and Flotoreagent - Oxal grade A T-66, T-92, T-94 - according to TU 2452-029-05788801- 94 with a density of 1000-1120 kg / m 3 . Flotoreagent - Oxal is a dark to brown oily liquid with an aromatic odor containing more than 50% of diaxane alcohols and ethers. The pour point of the Flotoreagent-Oxal, depending on the brand, varies in the range of minus 30-40 ° C. The flash point in an open crucible is 80-130 ° C. Mass fraction of dimethidioxane - not more than 0.2-1.5%.
Гидрофобизатор ИВВ-1 представляет собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина в воде. Гидрофобизатор ИВВ-1 выпускается по ТУ 2482-013-13164401-94, продукт негорюч, эмпирическая формула основного вещества R(CH3)2NCH2C6H5Cl, где R - смесь алкильных остатков С12-С14. Содержание активного вещества в марке А - 45%, в марке Б - 20%. Реагент застывает при отрицательных температурах.The IVB-1 water repellent is a mixture of alkyldimethylbenzylammonium chloride with quaternary ammonium salts of dimethylamine and tertiary amine in water. The IVB-1 water repellent is produced according to TU 2482-013-13164401-94, the product is non-combustible, the empirical formula of the basic substance is R (CH 3 ) 2 NCH 2 C 6 H 5 Cl, where R is a mixture of C 12 -C 14 alkyl residues. The active substance content in grade A is 45%, in grade B 20%. The reagent freezes at low temperatures.
ГИПХ-6Б представляет собой водно-метанольный раствор солянокислой соли аминопарафинов CnH2n+1NH2HCl, где n=12-18 (ТУ 24-00480689-93), получаемый из парафинов нефтяного происхождения. ГИПХ-6Б - горючая жидкость с температурой замерзания не выше минус 45°С и является аналогом ГИПХ-3 марки Б с уменьшением основного вещества.HIPC-6B is a water-methanol solution of hydrochloric acid salt of aminoparaffins C n H 2n + 1 NH 2 HCl, where n = 12-18 (TU 24-00480689-93) obtained from paraffins of petroleum origin. HIPC-6B is a flammable liquid with a freezing point not higher than minus 45 ° C and is an analogue of HIPC-3 grade B with a decrease in the basic substance.
СНПХ-ПДК-515 представляет собой композиционную смесь неионогенного ПАВ - Лапрола и Алкамона Д, углеводородного растворителя нефраса 120/200 или этилбензольной фракции, алифатических спиртов, азотсодержащей добавки (ТУ 39-05765670-ОП-211-95). Массовая доля активной основы 25-32%, массовая доля азотосодержащей добавки 7-10%. Температура замерзания - 30-40°С. Реагент относится к легковоспламеняющимся жидкостям.SNPCH-PDK-515 is a composite mixture of a nonionic surfactant - Laprol and Alkamon D, hydrocarbon solvent Nefras 120/200 or ethylbenzene fraction, aliphatic alcohols, nitrogen-containing additives (TU 39-05765670-OP-211-95). The mass fraction of the active base is 25-32%, the mass fraction of the nitrogen-containing additive is 7-10%. The freezing temperature is 30-40 ° C. Reagent refers to flammable liquids.
Комплексный реагент Синол-КАм представляет собой водный раствор смеси катионных (К) и амфолитных (Ам) поверхностно-активных веществ и добавок, имеющих температуру застывания до минус 30-40°С (ТУ 2482-001-48482528-98). Массовая доля ПАВ - 18-25% при соотношении окиси алкилдиметиламина (ОА) и ИВВ-1 3:10-2,5:10. В амфолитном реагенте ОА (ТУ 2413-016-13164401-95) массовая доля окиси алкилдиметиамина R(CH3)2NO, где R - смесь прямоцепных алкильных остатков С12H25-С14H29. ОА относится к группе негорючих веществ.Sinol-KAM complex reagent is an aqueous solution of a mixture of cationic (K) and ampholytic (Am) surfactants and additives having a pour point of minus 30-40 ° C (TU 2482-001-48482528-98). The mass fraction of surfactants is 18-25% with a ratio of alkyldimethylamine oxide (OA) and IVV-1 3: 10-2.5: 10. In the ampholytic reagent OA (TU 2413-016-13164401-95), the mass fraction of alkyldimethiamine oxide is R (CH 3 ) 2 NO, where R is a mixture of straight-chain alkyl residues C 12 H 25 -C 14 H 29 . OA belongs to the group of non-combustible substances.
Жидкость для глушения и перфорации скважин получают смешением двух компонентов (Флотореагента - Оксаля и 1-2% ПАВ), создавая насосным агрегатом с емкостью на раме (например, ЦА-320, ЦА-400) круговую циркуляцию в течение 15-30 мин до образования гомогенной системы непосредственно перед проведением технологической операции.The fluid for killing and perforating wells is obtained by mixing two components (Flotoreagent - Oxal and 1-2% surfactant), creating a pumping unit with a capacity on the frame (for example, CA-320, CA-400) circular circulation for 15-30 minutes until formation homogeneous system immediately before the technological operation.
В лабораторных исследованиях, прежде всего, проверили ингибирующую способность реагентов на крупке отсортированного глинистого шлама по методике АНИ. Отмытую и просушенную навеску в 10 г глинистого шлама фракций 1-2 мм засыпали в автоклав, заливали исследуемую жидкость и закручивали крышку. Автоклав устанавливали в держателе печи, в которой температуру доводили до скважинной в призабойной зоне +80°С и перемешивали вращением держателей в течение 4 часов. Затем крупку шлама отобрали на сите с ячейками 0,1×0,1 мм, высушили при 103-105°С и вновь взвесили. По потере веса судили о ингибирующей способности (И, %) жидкости. За базу сравнения брали показатель, полученный с дистиллированной водой. Если параметр выше, чем для воды, то его считают ингибитором гидратации глин, а если меньше - то диспергатором (пептизатором). Показатель ингибирования для дистиллированной воды И=53,3%, для Флотореагента - Оксаля Т-92 И=33,3%, а для жидкости Флотореагент - Оксаль + 1% ИВВ-1, Флотореагент - Оксаль + 1% ГИПХ-6Б, Флотореагент - Оксаль + 1% СНПХ-ДКД-515 или Флотореагент - Оксаль + 1% Синол-КАм находится в диапазоне 99,0-99,9%. Необходимо отметить, что ингибирующая способность 1% вышеперечисленных ПАВ в дистиллированной воде находится в интервале всего 90,0-95,0%. При увеличении концентрации ПАВ в дистиллированной воде до 2% показатель ингибирования достигает максимума 93,0-97,0%, далее параметр стабилизируется. Поэтому и во Флотореагенте - Оксале повышение концентрации вышеперечисленных ПАВ более 2% не приведет уже к существенному улучшению технического результата, между тем значительно повысятся экономические затраты.In laboratory studies, first of all, we checked the inhibitory ability of the reagents on the grains of sorted clay sludge according to the ANI method. The washed and dried sample in 10 g of clay mud of fractions of 1-2 mm was poured into the autoclave, the test liquid was poured and the lid was screwed. The autoclave was installed in the furnace holder, in which the temperature was brought to the borehole temperature in the bottomhole zone + 80 ° C and stirred by rotation of the holders for 4 hours. Then the sludge pellet was taken on a sieve with cells 0.1 × 0.1 mm, dried at 103-105 ° C and again weighed. The weight loss was used to judge the inhibitory ability (I,%) of the liquid. For the comparison base, the indicator obtained with distilled water was taken. If the parameter is higher than for water, then it is considered an inhibitor of clay hydration, and if less, then a dispersant (peptizer). Inhibition rate for distilled water I = 53.3%, for Flotoreagent - Oxal T-92 I = 33.3%, and for Flotoreagent liquid - Oxal + 1% IVV-1, Flotoreagent - Oxal + 1% HIPC-6B, Flotoreagent - Oxal + 1% SNPCH-DKD-515 or Flotoreagent - Oxal + 1% Sinol-KAM is in the range of 99.0-99.9%. It should be noted that the inhibitory ability of 1% of the above surfactants in distilled water is in the range of only 90.0-95.0%. With an increase in the concentration of surfactants in distilled water to 2%, the inhibition rate reaches a maximum of 93.0-97.0%, then the parameter stabilizes. Therefore, in the Flotoreagent - Oxal, an increase in the concentration of the above surfactants of more than 2% will not lead to a significant improvement in the technical result, meanwhile, the economic costs will increase significantly.
Изменение фазовых проницаемостей углеводородной жидкости (керосина) и воды до и после воздействия жидкости для глушения и перфорации скважин проводилось на насыпной песчаной модели керна при нормальной температуре. Песок брали фракцией 0,135-0,630 мм.The change in the phase permeabilities of hydrocarbon liquid (kerosene) and water before and after exposure to the fluid for killing and perforating wells was carried out on a bulk sandy core model at normal temperature. The sand was taken in a fraction of 0.135-0.630 mm.
Обычно при последовательной фильтрации через песчаный керн керосина, затем воды, далее керосин уже практически не фильтровался, при этом коэффициент восстановления проницаемости по керосину приближался к нулю.Usually, sequential filtering through a sand core of kerosene, then water, then kerosene was almost not filtered, while the coefficient of restoration of kerosene permeability was close to zero.
В другом опыте последовательно фильтровали через вертикальный песчаный керн под действием сил гравитации керосин, воду, один поровый объем Флотореагента - Оксаля Т-80, воду и керосин. В этом случае коэффициент восстановления проницаемости керосина составил уже 0,22.In another experiment, kerosene, water, one pore volume of the Flotoreagent - Oxal T-80, water and kerosene were successively filtered through a vertical sand core under the action of gravitational forces. In this case, the recovery coefficient of kerosene permeability was already 0.22.
В третьей серии опытов через керн последовательно фильтровали керосин, воду, Флотореагент - Оксаль + 1% ПАВ, воду и керосин. При этом в зависимости от типа ПАВ коэффициент восстановления проницаемости по керосину увеличился до 0,26-0,30. Увеличение концентрации ПАВ в жидкости для глушения и перфорации скважин до 2% приводит к повышению коэффициента восстановления проницаемости по керосину до 0,30-0,40. Дальнейшее повышение концентрации ПАВ (свыше 2%) не приводит к существенному увеличению коэффициента восстановления проницаемости.In the third series of experiments, kerosene, water, Flotoreagent-Oxal + 1% surfactant, water and kerosene were successively filtered through a core. At the same time, depending on the type of surfactant, the kerosene permeability recovery coefficient increased to 0.26-0.30. An increase in the concentration of surfactants in the fluid for killing and perforating wells to 2% leads to an increase in the recovery coefficient of kerosene permeability to 0.30-0.40. A further increase in the concentration of surfactants (over 2%) does not lead to a significant increase in the recovery coefficient of permeability.
Вышеприведенные эксперименты в большей степени моделируют разблокирующее действие жидкости для глушения скважины в сильно обводненном продуктивном пласте, но тем не менее уже очищенном от загрязняющих остатков технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважин.The above experiments to a greater extent simulate the unlocking effect of the fluid for killing a well in a heavily flooded reservoir, but nevertheless already cleared of contaminating residues of process fluids used in well construction.
Далее рассмотрим разблокирующее действие жидкости для перфорации скважин. Модель коллектора в данном случае состояла из отмытого, просушенного и отсеянного кварцевого песка фракции 0,143-0,135 мм с добавкой 1% глинопорошка. В этих опытах через искусственный керн последовательно фильтровали керосин, затем моделировалось проникновение фильтрата цементного раствора, жидкость для перфорации скважины (Флотореагент - Оксаль + ПАВ), повторно пропускали керосин. При заканчивании скважин в продуктивный пласт попадают глинистые частицы и фильтрат цементного раствора, который последним проникает в призабойную зону пласта в процессе проведения тампонажных работ. Поэтому при перфорации скважины жидкость (Флотореагент - Оксаль + ПАВ) в первую очередь будет взаимодействовать именно с фильтратом цементного раствора.Next, consider the unlocking effect of the fluid for perforating wells. The collector model in this case consisted of washed, dried and sifted quartz sand with a fraction of 0.143-0.135 mm with the addition of 1% clay powder. In these experiments, kerosene was successively filtered through an artificial core, then the penetration of the cement filtrate was simulated, well perforation fluid (Flotoreagent - Oxal + surfactant), kerosene was re-passed. Upon completion of the wells, clay particles and the filtrate of the cement slurry, which is the last to penetrate the bottom-hole zone of the formation during grouting, enter the reservoir. Therefore, when a well is perforated, a fluid (Flotoreagent - Oxal + surfactant) will primarily interact with the cement slurry.
При проведении лабораторных исследований произошло практически полное до 95-99% восстановление проницаемости песчаного керна по керосину при всех видах ПАВ (ИВВ-1, ГИПХ-6Б, СНПХ-ПДК-515, Синол-КАм). Необходимо отметить, что Флотореагент - Оксаль индивидуально также повышает фазовую проницаемость керосина, однако он не позволяет получить коэффициент восстановления проницаемости по керосину выше 0,5. А Флотореагент - Оксаль с катионоактивным азотсодержащим веществом, коагулирующим и флокулирующим глинистые частицы в продуктивном пласте, позволяет получить более высокий результат.During laboratory studies, there was an almost complete restoration of sand core permeability to kerosene to 95-99% for all types of surfactants (IVV-1, GIPKh-6B, SNPKh-PDK-515, Sinol-KAM). It should be noted that Flotoreagent - Oxal individually also increases the phase permeability of kerosene, however, it does not allow to obtain a recovery coefficient of kerosene permeability above 0.5. A Flotoreagent - Oxal with a cationic nitrogen-containing substance, coagulating and flocculating clay particles in the reservoir, allows you to get a better result.
Определить поверхностное натяжение (σ) на сталагмометре конструкции БашНИПИнефть жидкости для глушения и перфорации скважин (в чистом виде) на границе с керосином не удалось. Пленки Флотореагента - Оксаля и катионоактивного азотсодержащего вещества, попавшие в капилляр, сильно искажали результаты. Поэтому, чтобы иметь качественное представление о снижении межфазного натяжения на границе «керосин-жидкость», пришлось разбавить жидкость для глушения и перфорации скважин водой, получить водные вытяжки и только после этого произвести замеры σ. Это моделирует в определенной степени процессы в водонефтяной зоне коллектора. Полученные результаты определений σ приведены в таблице.It was not possible to determine the surface tension (σ) on a stalagmometer of the BashNIPIneft design for killing and perforating wells (in pure form) at the border with kerosene. Films of the Flotoreagent - Oxal and cationic nitrogen-containing substances entering the capillary strongly distorted the results. Therefore, in order to have a qualitative idea of reducing interfacial tension at the kerosene-liquid interface, it was necessary to dilute the liquid for killing and perforating wells with water, obtain water extracts, and only after that measure σ. This models to a certain extent the processes in the oil-water zone of the reservoir. The results of the determinations of σ are given in the table.
Из таблицы видно, что Флотореагент - Оксаль в отдельности уступает по степени снижения поверхностного натяжения жидкости из Флотореагента - Оксаля + ПАВ.The table shows that the Flotoreagent - Oxal separately is inferior in the degree of reduction of the surface tension of the liquid from Flotoreagent - Oxal + surfactant.
Также изучили влияние предлагаемых композиций на важный процесс деэмульгирования нефти с пластовой водой. В товарную нефть Холмогорского месторождения (Западная Сибирь) добавили 20% пластовой (сеноманской) воды и перемешивали на миксере в течение 10 мин. Образовалась стойкая эмульсия, которая полностью расслоилась только после нагревания и введения деэмульгатора (дисольвана из расчета 35 г/т). В других опытах в нефть сначала добавили по 5% жидкости (Флотореагент - Оксаль + ИВВ-1 и Флотореагент - Оксаль + СНПХ-ПКД-515). Композицию перемешивали в течение 5 мин, а затем добавили 20% сеноманской воды и еще перемешивали 10 мин на миксере. В этом случае сразу после окончания перемешивания наблюдалось разделение фаз. Выяснилось, что жидкость для глушения и перфорации скважин, состоящая из Флотореагента - Оксаля и ПАВ, приводит однозначно к понижению стойкости эмульсии.Also studied the effect of the proposed compositions on the important process of demulsification of oil with produced water. 20% of reservoir (Cenomanian) water was added to the commercial oil of the Kholmogorsky field (Western Siberia) and mixed on a mixer for 10 minutes. A stable emulsion formed, which completely stratified only after heating and the introduction of a demulsifier (disolvan at the rate of 35 g / t). In other experiments, 5% of the liquid was first added to the oil (Flotoreagent - Oxal + IVV-1 and Flotoreagent - Oxal + SNPCH-PKD-515). The composition was mixed for 5 minutes, and then 20% Cenomanian water was added and mixed for 10 minutes on a mixer. In this case, immediately after mixing, phase separation was observed. It turned out that the fluid for killing and perforation of wells, consisting of Flotoreagent - Oxal and surfactant, clearly leads to a decrease in the stability of the emulsion.
Пример. После цементирования скважины и ОЗЦ в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) в ПЗП. Закачивают в НКТ первую порцию жидкости для перфорации скважины в объеме, например, 4-6 м3 для обсадных колонн в скважине диаметром 0,140-0,168 м, плотность жидкости - 1070 кг/м3.Example. After cementing the well and the OZZ into the well, the tubing (tubing) is lowered into the BCP. The first portion of the fluid is injected into the tubing to perforate the well in a volume of, for example, 4-6 m 3 for casing strings in a well with a diameter of 0.140-0.168 m, the fluid density is 1070 kg / m 3 .
В качестве первой порции жидкости используют предварительно перемешанные Флотореагент-Оксаль и 1-2% ПАВ (ИВВ-1 или ГИПХ-6Б или СНПХ-ПКД-515 или Синол-КАм), то есть от 40-60 л до 80-120 л на 4-6 м3 состава жидкости. В качестве второй порции технологической (продавочной) жидкости в остальном объеме НКТ применяют водный раствор плотностью меньшей на 300-400 кг/м3 плотности перфорационной жидкости, т.е. плотностью 1040 кг/м3. При этом исходят из того, что гидростатическое давление в НКТ двух порций перфорационной и продавочной жидкостей должно превышать пластовое (в данном случае равное гидростатическому - 1000 кг/м3) давление продуктивного пласта (РПЛ=25 МПа на глубине 2500 м) на величину, предусмотренную «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях», т.е. в 1,07-1,04 раза. Затем НКТ поднимают и производят перфорацию обсадной колонны.As the first portion of the liquid, pre-mixed Flotoreagent-Oxal and 1-2% surfactants (IVV-1 or GIPKh-6B or SNPKh-PKD-515 or Sinol-KAM) are used, i.e. from 40-60 l to 80-120 l per 4-6 m 3 liquid composition. As the second portion of the technological (selling) fluid in the remaining tubing volume, an aqueous solution with a density of 300-400 kg / m 3 lower than the density of the perforation liquid is used, i.e. density 1040 kg / m 3 . It is assumed that the hydrostatic pressure in the tubing of two portions of perforating and squeezing fluids should exceed the reservoir pressure (in this case equal to hydrostatic - 1000 kg / m 3 ) the pressure of the reservoir (P PL = 25 MPa at a depth of 2500 m) by stipulated by the “Unified technical rules for conducting work in the construction of wells in oil, gas and gas condensate fields”, i.e. 1.07-1.04 times. Then the tubing is lifted and the casing is perforated.
Перед глушением скважину останавливают и закачивают те же 4-6 м3 жидкости для глушения скважин (Флотореагент - Оксаль + 1-2% ПАВ - ИВВ-1, ГИПХ-6, СНПХ-ПКД-515 или Синол-КАм). Причем гидростатическое давление жидкости для глушения скважин и находящейся в ней нефти должно также превышать пластовое давление. Выжидают время для осаждения жидкости для глушения в ПЗП. Затем поднимают НКТ с насосом.Before killing, the well is stopped and the same 4-6 m 3 of liquid for killing the wells is pumped (Flotoreagent - Oxal + 1-2% surfactant - IVV-1, GIPKh-6, SNPKh-PKD-515 or Sinol-KAM). Moreover, the hydrostatic pressure of the fluid for killing wells and the oil contained in it should also exceed the reservoir pressure. Wait time for the sedimentation of the liquid for killing in the PPP. Then tubing is lifted with a pump.
Эффективность предлагаемой жидкости для глушения и перфорации скважин позволит повысить качество перфорации и обработки при глушении продуктивных пластов за счет ингибирования гидратации глин, высоких деэмульгирующих свойств, уменьшения поверхностного натяжения и гидрофобизации отрицательно заряженных поверхностей кварцевого песка и глинистых материалов, что в целом приведет к восстановлению проницаемости нефти в призабойной зоне пласта, подвергшейся воздействию фильтратов и твердых частиц предыдущих технологических жидкостей и пластовой воды, как следствие - повышению дебитов, а также к ускорению сроков освоения скважин. Важным моментом для условий работы на Крайнем Севере является высокая морозостойкость жидкости.The effectiveness of the proposed fluid for killing and perforating wells will improve the quality of perforation and processing when killing productive formations by inhibiting clay hydration, high demulsifying properties, reducing surface tension and hydrophobizing negatively charged surfaces of quartz sand and clay materials, which in general will lead to the restoration of oil permeability in the bottomhole formation zone, exposed to leachate and solid particles of previous process fluids and produced water, as a result - increase in flow rates, as well as to accelerate the timing of well development. An important point for working conditions in the Far North is the high frost resistance of the liquid.
Источники информацииInformation sources
1. Патент 2054525 (RU). Способ заканчивания скважин / Петров Н.А., Хаеров И.С., Ветланд М.Л., заявка №5046284/03 от 08.06.92 г. Кл. Е21В 33/13. Опубл. 20.02.96. Бюл. №5.1. Patent 2054525 (RU). The method of completion of wells / Petrov N.A., Khaerov I.S., Vetland M.L., application No. 5046284/03 of 08.06.92, Cl. ЕВВ 33/13. Publ. 02/20/96. Bull. No. 5.
2. Патент 2260112 (RU). Жидкость для глушения скважин / Исмаков Р.А., Ахметов А.А., Дудов А.Н. и др. Заявка №2004115031 от 18.05.2004 г. Кл. Е21В 43/12. Опубл. 10.09.05 Бюл. №25.2. Patent 2260112 (RU). Liquid for killing wells / Ismakov R.A., Akhmetov A.A., Dudov A.N. and others. Application No. 2004115031 of 05/18/2004, Cl. ЕВВ 43/12. Publ. 09/10/05 Bull. Number 25.
3. Патент 2262587 (RU), Кл. Е21В 43/12. Опубл. 20.10.05. Бюл. №29.3. Patent 2262587 (RU), Cl. ЕВВ 43/12. Publ. 10/20/05. Bull. No. 29.
4. Патент 2262588 (RU), Кл. Е21В 43/12. Опубл. 20.10.05. Бюл. №29.4. Patent 2262588 (RU), Cl. ЕВВ 43/12. Publ. 10/20/05. Bull. No. 29.
5. Патент 2262589 (RU), Кл. Е21В 43/12. Опубл. 20.10.05. Бюл. №29.5. Patent 2262589 (RU), Cl. ЕВВ 43/12. Publ. 10/20/05. Bull. No. 29.
6. Яненко В.И., Крезуб А.П., Дегтярева Л.Н. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1987. - (Обзорная информ. Сер. бурение).6. Yanenko V.I., Krezub A.P., Degtyareva L.N. The use of synthetic surfactants as an additive to drilling fluids during the opening of reservoirs. - M.: VNIIOENG. - 1987. - (Survey information. Ser. Drilling).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007102832/03A RU2333233C1 (en) | 2007-01-26 | 2007-01-26 | Liquid for well killing and perforation operations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007102832/03A RU2333233C1 (en) | 2007-01-26 | 2007-01-26 | Liquid for well killing and perforation operations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2333233C1 true RU2333233C1 (en) | 2008-09-10 |
Family
ID=39866909
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007102832/03A RU2333233C1 (en) | 2007-01-26 | 2007-01-26 | Liquid for well killing and perforation operations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2333233C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468056C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Additive to drill fluid on optibur water base |
| RU2515626C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-05-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУВПО "МГТУ") | Process fluid for oil wells perforating and killing |
| RU2540742C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Hydrophobic micellar acid-based compound for killing, development and completion of producing strata drilled with use of non-aqueous based muds |
-
2007
- 2007-01-26 RU RU2007102832/03A patent/RU2333233C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АБРАМЗОН А.А. и др. Справочник. Поверхностно-активные вещества. - Л.: Химия, 1979, с.290-298. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468056C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Additive to drill fluid on optibur water base |
| RU2515626C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-05-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУВПО "МГТУ") | Process fluid for oil wells perforating and killing |
| RU2540742C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Hydrophobic micellar acid-based compound for killing, development and completion of producing strata drilled with use of non-aqueous based muds |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Katende et al. | A critical review of low salinity water flooding: Mechanism, laboratory and field application | |
| CA2846045C (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
| RU2715771C2 (en) | Compositions for improving oil recovery | |
| Jennings Jr et al. | A caustic waterflooding process for heavy oils | |
| US9018145B2 (en) | Foamer composition and methods for making and using same | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| RU2289683C2 (en) | Methods for drying foliate underground geological formations | |
| US10435620B2 (en) | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods | |
| CN102356141A (en) | Aqueous displacement fluid injection for enhancing oil recovery from a limestone or dolomite formation | |
| WO2015105513A1 (en) | Hydrofluoric based invert emulsions for shale stimulation | |
| RU2333233C1 (en) | Liquid for well killing and perforation operations | |
| WO2001059256A1 (en) | Invert well service fluid and method | |
| Kuznetsova et al. | Surfactant solutions for low-permeable polimictic reservoir flooding | |
| CN110791279A (en) | High-viscosity strong-corrosion acid liquor system for low-permeability sandstone oil reservoir | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| WO2001033039A1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| WO2015138429A1 (en) | Oil recovery formulation, process for producing an oil recovery formulation, and process for producing oil utilizing an oil recovery formulation | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| Nurmayanti et al. | The effect of clay content in the adsorption of surfactant by reservoir rock in the enhanced oil recovery process | |
| RU2792491C1 (en) | Method for developing carbonate reservoir of vereiskian-bashkir targets | |
| RU2772412C1 (en) | Biopolymer drilling mud | |
| US20240240074A1 (en) | Compositions for stimulation operations | |
| Ibragimova et al. | Acid compositions for enhanced oil recovery from carbonate reservoir | |
| RU2645012C1 (en) | Complex clay hydration inhibitor for drilling mud |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090127 |