RU2345114C1 - Well killing liquid - Google Patents
Well killing liquid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2345114C1 RU2345114C1 RU2007120258/03A RU2007120258A RU2345114C1 RU 2345114 C1 RU2345114 C1 RU 2345114C1 RU 2007120258/03 A RU2007120258/03 A RU 2007120258/03A RU 2007120258 A RU2007120258 A RU 2007120258A RU 2345114 C1 RU2345114 C1 RU 2345114C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- dpa
- minutes
- days
- fluid
- liquid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для глушения скважин, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to fluids for killing wells, and can be used for repairs in wells with reservoir pressure equal to or lower than hydrostatic.
Анализ существующего уровня техники показал следующее:Analysis of the current level of technology showed the following:
- известна жидкость для глушения скважины, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, вес.%:- well-known fluid for killing a well, the formulation of which has the following ratio of components, wt.%:
(а.с. СССР №796394 от 26.03.1979 г., кл. Е21В 43/12, опубл. в Бюл. №2, 1981 г.).(USSR AS No. 796394 dated March 26, 1979, class E21B 43/12, published in Bul. No. 2, 1981).
Недостатком указанной жидкости является недостаточная эффективность глушения скважин. Это обусловлено следующими причинами: данная жидкость из-за высокого содержания в ней полимера КМЦ обладает высокими значениями вязкости. Последнее создает определенные трудности при прокачивании жидкости, что недопустимо при глушении скважин, так как в промысловых условиях приводит к технологическим трудностям при использовании указанной жидкости. При использовании данной жидкости не сохраняется естественная проницаемость продуктивного пласта после деблокирования, т.к. КМЦ оказывает кольматирующее воздействие на продуктивный пласт. Последнее не способствует сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта, что приводит к увеличению сроков освоения скважины. При освоении скважины жидкость извлекается водным раствором ПАВ, фильтрующимся в пласт и кольматирующим его. Использование в зимнее время затрудняется из-за еще более высоких значений вязкости.The disadvantage of this fluid is the lack of efficiency killing wells. This is due to the following reasons: this fluid, due to the high content of CMC polymer in it, has high viscosity values. The latter creates certain difficulties when pumping fluid, which is unacceptable when killing wells, since in the field it leads to technological difficulties when using the specified fluid. Using this fluid does not preserve the natural permeability of the reservoir after release, because CMC has a colding effect on the reservoir. The latter does not contribute to the conservation of reservoir properties of the reservoir, which leads to an increase in the time of well development. During well development, the fluid is extracted with an aqueous surfactant solution, which is filtered into the reservoir and clogs it. Winter use is difficult due to even higher viscosity values.
Известна жидкость для глушения скважин, рецептура которой имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:Known liquid for killing wells, the formulation of which has the following ratio of ingredients, wt.%:
(см. патент РФ №2203919 от 29.12.2000 г., кл. С09К 7/02, Е21 В 43/12, опубл. в Бюл. №13, 2003 г.).(see RF patent No. 2203919 dated December 29, 2000, class C09K 7/02, E21 B 43/12, published in Bull. No. 13, 2003).
Недостатком указанной жидкости является недостаточная эффективность глушения скважин. Это обусловлено следующими причинами: низкие значения условной, пластической вязкости и динамического напряжения сдвига (см. табл.1 описание к патенту) придают составу способность глубоко проникать в пласт и даже поглощаться пластом, а структурно-механические свойства не обеспечивают возможности создания репрессии на пласт. Поверхностно-активное вещество, входящее в состав жидкости в указанном количестве, недостаточно для процесса воздухововлечения (уменьшения плотности), это ограничивает область применения данной жидкости на скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями и продуктивными пластами низкой проницаемости. Неудовлетворительные структурно-реологические свойства данной жидкости и, как следствие, относительно повышенные значения фильтрации не обеспечивают сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Происходит проникновение фильтрата в пласт. Увеличиваются сроки освоения скважин. Данная жидкость для глушения также не может быть использована в зимнее время, так как не имеет морозоустойчивых добавок;The disadvantage of this fluid is the lack of efficiency killing wells. This is due to the following reasons: low values of conditional, plastic viscosity and dynamic shear stress (see Table 1, patent description) give the composition the ability to penetrate deep into the formation and even be absorbed by the formation, and the structural and mechanical properties do not provide the possibility of creating repression on the formation. The surfactant, which is part of the fluid in the specified amount, is not enough for the process of air entrainment (decrease in density), this limits the scope of this fluid in wells with abnormally low reservoir pressures and productive formations of low permeability. Unsatisfactory structural and rheological properties of this fluid and, as a result, relatively high filtration values do not ensure the conservation of reservoir properties of the reservoir. The filtrate penetrates into the reservoir. Well development time is increasing. This jamming liquid also cannot be used in the winter, as it does not have frost-resistant additives;
В качестве прототипа выбрана жидкость для глушения скважин, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:As a prototype of the selected fluid for killing wells, the formulation of which has the following ratio of components, wt.%:
(см. патент РФ №2168531 от 09.11.1999 г., кл. С09К 7/00, опубл. в Бюл. №16, 2001 г.).(see RF patent No. 2168531 dated November 9, 1999, class C09K 7/00, published in Bull. No. 16, 2001).
Недостатком указанной жидкости является недостаточная эффективность глушения скважин и невысокая устойчивость биополимерной основы к микробиологической деструкции. Это обусловлено следующими причинами: жидкость характеризуется неудовлетворительными структурно-реологическими свойствами и, как следствие, относительно повышенными значения фильтрации. Совместное использование реагентов в жидкости не создает достаточно связанной системы, которая бы снижала фильтрацию. Используемый реагент для регуляции фильтрации ПАЦ и крахмал вместе с биополимером только образуют слабую фильтрационную корку в пористой среде коллектора, через которую легко проникает достаточно большой объем фильтрата, что неблагоприятно сказывается на естественной проницаемости продуктивного пласта. Взаимодействие породы пласта с минимальными компонентами жидкой фазы (фильтрата) приводит к изменению структуры пласта за счет возможного образования трудно растворимых продуктов реакции. Снижение емкостно-фильтрационных свойств продуктивного пласта в результате изменения его структуры при освоении приводит к некоторому уменьшению коэффициента восстановления проницаемости пласта. Вышеуказанное не обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и способствует увеличению сроков освоения скважин. Использование жидкости указанной рецептуры в зимнее время малоэффективно, так как не содержит морозоустойчивых добавок.The disadvantage of this fluid is the lack of efficiency of killing wells and the low resistance of the biopolymer base to microbiological destruction. This is due to the following reasons: the liquid is characterized by unsatisfactory structural and rheological properties and, as a result, relatively high filtration values. The joint use of reagents in a liquid does not create a sufficiently coupled system that would reduce filtration. The reagent used to regulate the filtration of PACs and starch together with the biopolymer only form a weak filter cake in the porous reservoir medium, through which a sufficiently large volume of the filtrate easily penetrates, which adversely affects the natural permeability of the reservoir. The interaction of the formation rock with the minimum components of the liquid phase (filtrate) leads to a change in the structure of the formation due to the possible formation of hardly soluble reaction products. A decrease in the capacitance-filtration properties of the reservoir as a result of changes in its structure during development leads to a slight decrease in the recovery coefficient of the formation permeability. The above does not ensure the conservation of reservoir properties of the reservoir and helps to increase the timing of well development. The use of the liquid of the specified formulation in winter is ineffective, since it does not contain frost-resistant additives.
В результате проведенных лабораторных исследований на устойчивость полимерной основы жидкости к микробиологической деструкции выявлено следующее: на 9 сутки происходит ухудшение структурно-реологических свойств жидкости. Вероятно это объясняется следующим: при наличии в жидкости трех полимеров (биополимер ксантанового рода, ПАЦ и КМЦ) в рецептуре недостаточно количество бактерицида для предотвращения их деструкции, низкая способность данного бактерицида оказывать воздействие - блокировать определенные виды ферментов клеточных микроорганизмов.As a result of laboratory studies on the resistance of the polymer base of the liquid to microbiological destruction, the following was revealed: on day 9, the structural and rheological properties of the liquid deteriorate. This is probably explained by the following: if there are three polymers in the liquid (xanthan biopolymer, PAC and CMC), the amount of bactericide in the formulation is not enough to prevent their destruction, the low ability of this bactericide to exert an effect - block certain types of enzymes of cellular microorganisms.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему:The technical result that can be obtained by implementing the invention is reduced to the following:
- повышается эффективность глушения скважин за счет использования жидкости с улучшенными структурно-реологическими свойствами и, как следствие, с низкими значениями показателя фильтрации, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин при одновременном увеличении морозостойкости;- increasing the efficiency of killing wells by using fluids with improved structural and rheological properties and, as a result, with low values of the filtration rate, which ensures the conservation of reservoir properties of the reservoir and helps to reduce the development time of wells while increasing frost resistance;
- повышается устойчивость биополимерной основы к микробиологической деструкции;- increases the stability of the biopolymer base to microbiological destruction;
- расширяется ассортимент бактерицидов.- the range of bactericides is expanding.
Технический результат достигается с помощью известной жидкости для глушения скважин, состоящей из биополимера ксантанового рода, гликольсодержащего компонента, понизителя фильтрации, бактерицида и воды, которая в качестве биополимера ксантанового рода содержит SEANEC-TU или МС Bioxan, в качестве гликольсодержащего компонента - диэтиленгликоль, в качестве понизителя фильтрации - хлорид кальция, а в качестве бактерицида - Морпен при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The technical result is achieved using a well-known well killing liquid, consisting of a xanthan biopolymer, a glycol-containing component, a filter reducing agent, a bactericide and water, which contains SEANEC-TU or Bioxan as a xanthan biopolymer, and diethylene glycol as a glycol-containing component. filtration reducer - calcium chloride, and as a bactericide - Morpen in the following ratio of ingredients, wt.%:
Заявляемая жидкость соответствует условию «новизна».The inventive liquid meets the condition of "novelty."
Для приготовления жидкости для глушения используют биополимеры ксантанового рода SEANEC-TU или МС Bioxan, диэтиленгликоль по ГОСТ 6221-90, хлорид кальция по ГОСТ 450-77, Морпен по ТУ 2481-008-22299560-02.To prepare the kill fluid, xanthan biopolymers of the kind SEANEC-TU or MC Bioxan, diethylene glycol according to GOST 6221-90, calcium chloride according to GOST 450-77, Morpen according to TU 2481-008-22299560-02 are used.
В процессе глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных 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, относятся следующее:In the process of killing gas, gas condensate and oil wells with a reservoir pressure equal to or lower than hydrostatic, there is an intensive violation of the reservoir properties of the productive formation, a decrease in well productivity. The main requirements for killing fluids include the following:
- максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;- maximum conservation of reservoir properties of the reservoir;
- технологические свойства используемых жидкостей должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин;- the technological properties of the fluids used must be adjustable over a wide range of mining and geological conditions for operating wells;
- плотность жидкости для глушения скважин должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;- the density of the fluid for killing wells should be sufficient to provide the necessary back pressure on the reservoir;
- обеспечение взрыво- и пожаробезопасности.- ensuring explosion and fire safety.
При условии использования в зимнее время жидкость для глушения скважин должна быть и морозостойкой.If used in winter, well killing fluid must be frost-resistant.
Биополимеры ксантанового рода представляют собой водорастворимые полисахариды, получаемые микробиологическим действием бактерий в гидрокарбонатной среде с добавкой протеина и неорганического азота. То есть, это внеклеточный микробный полисахарид, образующийся в виде покрытия на каждой бактерии. На заключительном этапе осуществляется осаждение в изопропиловом спирте, разделение, сушка и измельчение до порошкообразного состояния. Особенностью используемых биополимеров является наличие в их составе большого числа функциональных химически активных групп: гидроксильных (ОН), карбоксильных (СООН), аминных (NH2), карбонильных (С=O) и др. Это открывает возможность их химической модификации путем прививок, комплексообразования и т.п. Молекулы указанных биополимеров включает в свою цепочку как гидрофильные (функциональные), так и гидрофобные (углеводные) группы, и гидратация их протекает подобно молекулам дифильных веществ лишь частично, в зависимости от растворителя. Таким образом, молекулы биополимера гидратируются в воде не полностью, а лишь на определенных участках. Число молекул воды, составляющих гидратационную оболочку, обычно невелико, но объем гидратированных ионов по сравнению с негидратированными резко возрастает. Несмотря на то, что объем гидратированных ионов возрастает и он в десятки раз больше объема негидратированных, некоторый объем негидратированных ионов остается. Это вызвано неравномерной плотностью упаковки молекул воды в объеме гидратационной оболочки. Высокая плотность первых слоев постепенно, диффузионно снижается к периферии (такие слои называются диффузными). Воду гидратационных оболочек (слоев) иначе называют связанной. При взаимодействии ингредиентов, входящих в рецептуру жидкости для глушения скважин, происходит (в зависимости от величины и размера зарядов) перераспределение ионов воды (образование гидратационных оболочек) между функциональными группами ингредиентов. Это ведет к уменьшению объема свободной (не связанной) воды.Xanthan biopolymers are water-soluble polysaccharides obtained by the microbiological action of bacteria in a hydrocarbonate medium with the addition of protein and inorganic nitrogen. That is, it is an extracellular microbial polysaccharide that forms as a coating on each bacterium. At the final stage, precipitation in isopropyl alcohol is carried out, separation, drying and grinding to a powder state. A feature of the biopolymers used is the presence in their composition of a large number of functional chemically active groups: hydroxyl (OH), carboxyl (COOH), amine (NH 2 ), carbonyl (C = O), etc. This opens up the possibility of their chemical modification by vaccination, complexation etc. The molecules of these biopolymers include both hydrophilic (functional) and hydrophobic (carbohydrate) groups in their chain, and their hydration proceeds similarly to diphilic molecules only partially, depending on the solvent. Thus, biopolymer molecules are not completely hydrated in water, but only in certain areas. The number of water molecules that make up the hydration shell is usually small, but the volume of hydrated ions compared with unhydrated ions increases sharply. Despite the fact that the volume of hydrated ions increases and it is ten times larger than the volume of unhydrated ions, some volume of unhydrated ions remains. This is due to the uneven packing density of water molecules in the volume of the hydration shell. The high density of the first layers gradually diffusion decreases to the periphery (such layers are called diffuse). The water of hydration shells (layers) is otherwise called bound. During the interaction of the ingredients included in the liquid killing formula, redistribution of water ions (formation of hydration shells) between the functional groups of the ingredients (depending on the size and size of the charges) occurs. This leads to a decrease in the volume of free (unbound) water.
Наличие большого числа активных функциональных групп у совместно используемых в рецептуре предлагаемой жидкости ингредиентов в заявляемых интервалах, особенно в биополимерах ксантанового рода SEANEC-TU или МС Bioxan, способствует образованию большого количества различных видов связи, что ведет к образованию сложного высокомолекулярного соединения трехмерной структуры. Увеличение объема связанной воды в молекулах указанных ингредиентов жидкости приводит к улучшению ее структурно-реологических свойств, а именно пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, а также статического напряжения сдвига и, как следствие, к низким значениям показателя фильтрации. В результате обеспечивается сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, что способствует сокращению сроков освоения скважин. Однако по своей физико-химической структуре микробные полисахариды (биополимеры) склонны к микробиологической деструкции - разрушению макромолекул под действием влаги, света, кислорода воздуха, биологического фактора или совместным воздействием этих факторов, в результате чего происходит выделение летучих продуктов, изменение физико-химических характеристик биополимера и снижение реологических показателей. Потеря технологических и структурно-реологических свойств жидкостей на биополимерной основе происходит в результате невысокой устойчивости последней к микробиологической деструкции, что, в свою очередь, приводит к необходимости использования бактерицидов.The presence of a large number of active functional groups in the ingredients used together in the formulation of the proposed liquid in the claimed ranges, especially in SEANEC-TU or Bioxan xanthan biopolymers, promotes the formation of a large number of different types of bonds, which leads to the formation of a complex high-molecular compound of a three-dimensional structure. An increase in the volume of bound water in the molecules of the indicated liquid ingredients leads to an improvement in its structural and rheological properties, namely, plastic viscosity, dynamic shear stress, and also static shear stress and, as a result, to low values of the filtration index. As a result, the reservoir properties of the reservoir are preserved, which helps to reduce the time required for well development. However, in their physicochemical structure, microbial polysaccharides (biopolymers) are prone to microbiological degradation - the destruction of macromolecules under the influence of moisture, light, oxygen, a biological factor or the combined action of these factors, resulting in the release of volatile products, a change in the physicochemical characteristics of the biopolymer and a decrease in rheological performance. The loss of technological and structural-rheological properties of biopolymer-based fluids occurs as a result of the latter's low resistance to microbiological degradation, which, in turn, necessitates the use of bactericides.
Основным структурным элементом микробного полисахарида являются бактериальная клетка. Содержимое тела бактериальной клетки, или ее цитоплазма, представляет собой желеобразный, вязкий раствор, в котором растворены различные органические и неорганические соединения, окружена тонкой цитоплазматической мембраной, образующей протопласт. Ее основной компонент - сложные вещества, состоящие из белков и жиров (липопротеины). Активный транспорт питательных веществ из окружающей среды в клетку через цитоплазматическую мембрану осуществляется с помощью спец. ферментов - пермеаз, находящихся в составе мембраны. В мембране также присутствуют ферменты, участвующие в дыхании, в обмене углеводов, в образовании самой мембраны и др. важных функциях клетки. Бактериальный протопласт окружен клеточной стенкой, обеспечивающей постоянство формы бактерии. Основной компонент стенки - сложное соединение, молекулы которого связаны друг с другом с помощью белковых мостиков и образуют полимерную структуру. Первым барьером на пути взаимодействия биополимера с бактерицидами являются клеточная стенка и цитоплазматическая мембрана. Наличие в предлагаемой жидкости Морпена наряду с диэтиленгликолем - оказывает ингибирующее действие на процесс биодеструкции и, как следствие, повышается устойчивость биополимерной основы к микробиологической деструкции. Совместное их действие как антиоксидантов (антиокислителей) для предотвращение процесса деструкции носит название - синеризма. Применение Морпена в качестве бактерицида в сочетании с другими ингредиентами позволяет сделать вывод о синергетическом эффекте, проявляющемся в улучшении свойств жидкости (см. акт испытаний).The main structural element of the microbial polysaccharide is a bacterial cell. The body contents of a bacterial cell, or its cytoplasm, is a jelly-like, viscous solution in which various organic and inorganic compounds are dissolved, surrounded by a thin cytoplasmic membrane forming a protoplast. Its main component is complex substances consisting of proteins and fats (lipoproteins). Active transport of nutrients from the environment to the cell through the cytoplasmic membrane is carried out using special. enzymes - permease, which are part of the membrane. The membrane also contains enzymes involved in respiration, in the metabolism of carbohydrates, in the formation of the membrane itself and other important cell functions. The bacterial protoplast is surrounded by a cell wall that ensures the uniformity of the bacterial form. The main component of the wall is a complex compound, the molecules of which are connected to each other using protein bridges and form a polymer structure. The first barrier to the interaction of the biopolymer with bactericides is the cell wall and the cytoplasmic membrane. The presence of the proposed Morpene liquid, along with diethylene glycol, has an inhibitory effect on the biodegradation process and, as a result, increases the resistance of the biopolymer base to microbiological destruction. Their combined effect as antioxidants (antioxidants) to prevent the destruction process is called - synerism. The use of Morpen as a bactericide in combination with other ingredients allows us to conclude that there is a synergistic effect manifested in improving the properties of the liquid (see test report).
В химической литературе в связи со сложностью строения и многофункциональностью мембранного аппарата микроорганизмов конкретные механизмы взаимодействия указанных веществ с бактериальными клетками биополимеров изучены недостаточно. Очевидно молекулы Морпена, несущие отрицательно заряженные ионы, взаимодействуют с реакционноспособными группами пептидогликона - основным компонентом белка мембраны бактериальной клетки (для Морпена мишенями являются кетонные группы белков и фосфатные группы тейхоевых кислот), тем самым нарушая проницаемость цитоплазматической мембраны. Ослабление целостности клеточной стенки приводит к проникновению в клетку воды из окружающей среды, набухание клетки, а затем к разрыву цитоплазматической мембраны и вытеканию содержимого - цитоплазматической мембраны и вытеканию содержимого - цитоплазмы, представляющей собой желеобразный вязкий раствор, во внешнюю среду, т.е происходит лизис бактериальной клетки. Поэтому в предлагаемом составе в течение 6-15 дней происходит максимальное повышение вязкости. Молекулы диэтиленгликоля (НОСН2-СН2-О-СН2-СН2ОН) проникают внутрь бактериальной клетки, взаимодействуют с различными функциональными группами ферментов, участвующих в метаболических процессах бактериальной клетки. Ингибирование даже одного какого-либо фермента, участвующего в важном метаболическом процессе, приостанавливает весь процесс жизнедеятельности клетки, тем самым повышается устойчивость полимерной основы предлагаемой жидкости к микробиологической деструкции. Использование Морпена в качестве бактерицида расширяет ассортимент последних. Кроме того, жидкость обладает повышенной морозоустойчивостью.In the chemical literature, due to the complexity of the structure and the multifunctionality of the membrane apparatus of microorganisms, specific mechanisms for the interaction of these substances with bacterial cells of biopolymers are not well understood. Obviously, Morphen molecules carrying negatively charged ions interact with the reactive groups of the peptidoglycone, the main component of the bacterial cell membrane protein (for Morpene, the target groups are protein ketone groups and teichoic acid phosphate groups), thereby disrupting the permeability of the cytoplasmic membrane. The weakening of the integrity of the cell wall leads to the penetration of water from the environment into the cell, cell swelling, and then to rupture of the cytoplasmic membrane and leakage of the contents - the cytoplasmic membrane and leakage of the contents - the cytoplasm, which is a jelly-like viscous solution, into the external environment, i.e., lysis occurs bacterial cells. Therefore, in the proposed composition within 6-15 days there is a maximum increase in viscosity. Diethylene glycol molecules (HOSN 2 —CH 2 —O — CH 2 —CH 2 OH) penetrate the bacterial cell and interact with various functional groups of enzymes involved in the metabolic processes of the bacterial cell. Inhibition of even one enzyme involved in an important metabolic process suspends the entire process of cell activity, thereby increasing the resistance of the polymer base of the proposed fluid to microbiological destruction. The use of Morpen as a bactericide expands the assortment of the latter. In addition, the liquid has high frost resistance.
Содержание в жидкости SEANEC-TU или МС Bioxan в количестве менее 0,4 мас.%, диэтиленгликоля менее 15 мас.%, хлорида кальция менее 5 мас.%, а Морпена менее 0,5 мас.% отрицательно влияет на структурно-реологические свойства, происходит снижение показателей пластической вязкости, динамического и статического напряжения сдвига, увеличивается фильтрация, снижается устойчивость биополимерной основы к микробиологической деструкции.The liquid content of SEANEC-TU or MC Bioxan in an amount of less than 0.4 wt.%, Diethylene glycol less than 15 wt.%, Calcium chloride less than 5 wt.%, And Morpen less than 0.5 wt.% Negatively affects the structural and rheological properties , there is a decrease in plastic viscosity, dynamic and static shear stress, increased filtration, reduced resistance of the biopolymer base to microbiological degradation.
Содержание в жидкости SEANEC-TU или МС Bioxan в количестве более 1,0 мас.%, диэтиленгликоля более 25 мас.%, хлорида кальция более 10 мас.%, а Морпена более 1,0 мас.% нецелесообразно так как не приводит к улучшению структурно-реологических свойств и устойчивости биополимерной основы к микробиологической деструкции.The content in the liquid SEANEC-TU or MC Bioxan in an amount of more than 1.0 wt.%, Diethylene glycol more than 25 wt.%, Calcium chloride more than 10 wt.%, And Morpen more than 1.0 wt.% Is impractical since it does not lead to improvement structural and rheological properties and stability of the biopolymer base to microbiological destruction.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.Thus, according to the above, the proposed combination of essential features ensures the achievement of the claimed technical result.
По имеющимся источникам известности не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.According to available sources of fame, technical solutions have not been identified that have features that match the distinctive features of the invention according to the claimed technical result.
Заявляемая жидкость соответствует условию «изобретательский уровень».The inventive liquid meets the condition of "inventive step".
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.In more detail, the essence of the claimed invention is described by the following examples.
Пример использования жидкости для глушения в промысловых условиях на скважине, коллектор которой представлен сеноманскими отложениями.An example of the use of kill fluid in field conditions at a well whose reservoir is represented by Cenomanian deposits.
Исходные данныеInitial data
1. Глубина скважины, м - 12051. Depth of the well, m - 1205
2. Глубина спуска эксплуатационной колонны, м - 1183,52. Depth of descent of the production casing, m - 1183.5
3. Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм - 1683. The outer diameter of the production casing, mm - 168
4. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Dвэк, мм - 153,44. The inner diameter of the production casing, D VEC , mm - 153.4
5. Наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), DННКТ, - 1275. The outer diameter of the tubing, tubing, D tubing , - 127
6. Внутренний диаметр НКТ, Dвнкт, мм - 1156. The inner diameter of the tubing, D VCT , mm - 115
7. Глубина спуска НКТ (башмак HKT), L, м - 11207. The depth of descent of the tubing (shoe HKT), L, m - 1120
8. Искусственный забой, м - 11828. Artificial slaughter, m - 1182
9. Текущий забой, м - 11889. The current face, m - 1188
10. Интервал перфорации, м - 1170,4-112810. Interval of perforation, m - 1170.4-1128
11. Устье оборудовано: КГ (колонная головка) - «Бреда» 143/4×l01/4×85/8 ФА (фонтанная арматура) - «Бреда» 150×100-140ХЛ11. Aperture equipped: KG (wellhead) - "Breda" 14 3/4 × l0 a 1/4 × 8 5/8 FA (Christmas tree) - "Breda" 150 × 100-140HL
12. Пластовое давление Рпл=2,67 МПа.12. The reservoir pressure P PL = 2.67 MPa.
Рассчитывают:Expect:
1. Объем блокирующей жидкости Vбж 1. The volume of blocking fluid V BJ
Vбж=к·h·π·D2 вэк/4,V bzh = k · h · π · D 2 sec / 4,
где к - коэффициент запаса для сеноманской залежи;where k is the safety factor for the Cenomanian deposit;
к=5-6, определен из опыта работ на месторождении;k = 5-6, determined from experience in the field;
h - расстояние от верхних перфорационных отверстий до текущего забоя, м.h is the distance from the upper perforations to the current face, m
h=1188-1128=60 м.h = 1188-1128 = 60 m.
Vбж=5·60·3,14·0,15342/4≈5,5 м3.V bzh = 5 · 60 · 3,14 · 0,1534 2 / 4≈5,5 m 3 .
2. Объем первой пачки жидкости глушения V1жгл 2. The volume of the first pack of jamming fluid V 1zhgl
V1жгл=L·π·(D2 вэк-D2 ннкт)/4,V 1ggl = L · π · (D 2 sec- D 2 nct ) / 4,
V1жгл=1120·3,14·(0,15342-0,1272)/4≈6,5 м3.V 1zhgl = 1120 · 3.14 · (0.1534 2 -0.127 2 ) / 4≈6.5 m 3 .
3. Объем второй пачки жидкости глушения V2жгл 3. The volume of the second pack of jamming fluid V 2zhgl
V2жгл=(L·π·D2 внкт/4)+(h1·π·D2 вэк/4),V 2zhgl = (L · π · D 2 int / 4) + (h 1 · π · D 2 vec / 4),
где h1 - расстояние от верхних перфорационных отверстий до башмака НКТ, м.where h 1 is the distance from the upper perforations to the tubing shoe, m
h1=1128-1120=8,0 м.h 1 = 1128-1120 = 8.0 m.
V2жгл=(1120·3,14·0,1152/4)+(8,0·3,14·0,15342/4)≈11,8 м3. 2zhgl V = (1120 · 3.14 · 0.115 2/4) + (8.0 · 3.14 · 0.1534 2/4) ≈11,8 m3.
Для глушения скважины приготавливают 5,5 м3 блокирующей жидкости и 18,3 м3 жидкости глушения.To kill the well, 5.5 m 3 of blocking fluid and 18.3 m 3 of kill fluid are prepared.
Жидкость глушения готовят в виде двух порционно: 10 м3 и 8,3 м3.The jamming fluid is prepared in two portions: 10 m 3 and 8.3 m 3 .
Для приготовления 10 м3 жидкости глушения в емкость объемом 10 м3 заливают воду объемом 7,04 м3 или 7040 л (что составляет 70,4 мас.%), засыпают 80 кг биополимера SEANEC-TU (что составляет 0,8 мас.%), 800 кг CaCl2 (что составляет 8 мас.%), вводят 2 м3 диэтиленгликоля или 2000 л (что составляет 20 мас.%) и 0,08 м3 или 80 л Морпена (что составляет 0,8 мас.%). Осуществляют перемешивание циркуляцией цементировочным агрегатом ЦА 320. После приготовления 10 м3 жидкости глушения производят слив ее в емкость для хранения. По выше приведенной схеме готовят и 9,8 м3 жидкости глушения при следующем соотношении ингредиентов:To prepare 10 m 3 of silencing liquid, water with a volume of 7.04 m 3 or 7040 l (which is 70.4 wt.%) Is poured into a 10 m 3 container (80 kg of SEANEC-TU biopolymer (which is 0.8 wt. %), 800 kg of CaCl 2 (which is 8 wt.%), 2 m 3 of diethylene glycol or 2000 l (which is 20 wt.%) And 0.08 m 3 or 80 l of Morpene (which is 0.8 wt. %). Mixing is carried out by circulation with a cementing unit CA 320. After preparation of 10 m 3 of the kill fluid, it is drained into a storage tank. According to the above diagram, 9.8 m 3 of kill fluid is also prepared in the following ratio of ingredients:
Диэтиленгликоль 1,66 м3 или 1660 л (20 мас.%),Diethylene glycol 1.66 m 3 or 1660 l (20 wt.%),
Биополимер SEANEC-TU 66,4 кг (0,8 мас.%),SEANEC-TU Biopolymer 66.4 kg (0.8 wt.%),
CaCl2 664 кг (8 мас.%),CaCl 2 664 kg (8 wt.%),
Морпен 0,0664 м3 или 66,4 л (0,8 мас.%),Morpen 0.0664 m 3 or 66.4 l (0.8 wt.%),
Вода 5,8432 м3 или 5843,2 л (70,4 мас.%).Water 5.8432 m 3 or 5843.2 l (70.4 wt.%).
Приготовленный раствор сливают в емкость для хранения.The prepared solution is poured into a storage container.
1. При закрытом затрубном пространстве в трубное пространство скважины закачивают первую пачку жидкости глушения объемом 6,5 м3.1. With a closed annular space into the pipe space of the well pumped the first pack of jamming fluid with a volume of 6.5 m 3 .
2. Закачивают 5,5 м3 блокирующего состава в трубное пространство скважины, при этом затрубное пространство открывают на факельную линию, оборудованную штуцером 8-10 мм. В качестве блокирующего состава используют состав, состоящий из 1,1 м3 газоконденсата, 1,1 м3 25%-ного водного раствора конденсированной сульфит спиртовой барды, 3,3 м3 водного раствора хлорида кальция плотностью 1,20 кг/м3 и 550 кг наполнителя «Полицелл ЦФ».2. 5.5 m 3 of blocking composition is pumped into the borehole space, while the annulus is opened onto a flare line equipped with a nozzle of 8-10 mm. As a blocking composition, a composition is used consisting of 1.1 m 3 of gas condensate, 1.1 m 3 of a 25% aqueous solution of condensed alcohol bard sulphite, 3.3 m 3 of an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1.20 kg / m 3 and 550 kg of Policell CF filler.
3. Закачивают вторую пачку жидкости глушения объемом 11,8 м3 до появления первой ее пачки на факельной линии.3. Inject a second pack of jamming fluid with a volume of 11.8 m 3 until its first pack appears on the flare line.
4. Закрывают затрубное пространство и производят закачку оставшегося количества жидкости глушения.4. Close the annulus and pump the remaining amount of kill fluid.
5. Скважину закрывают на технологический отстой в течение 12 часов и контролируют устьевые давления.5. The well is closed for technological sludge for 12 hours and wellhead pressure is monitored.
После глушения скважины проводят ремонтные работы. Затем продуктивный пласт деблокируют и производят освоение скважины двухфазной пеной, плавно снижая противодавление на пласт до получения притока газа.After killing the well, repair work is carried out. Then the reservoir is released and the well is developed by two-phase foam, gradually reducing the back pressure on the reservoir until a gas influx is obtained.
В результате использования жидкости глушения скважины во время проведении ремонтных работ поглощения указанной жидкости не происходит, время выхода скважины на доремонтный режим эксплуатации сокращается с 7 до 3 суток.As a result of the use of the well killing fluid during the repair work, the absorption of this fluid does not occur, the well’s time for pre-repair operation is reduced from 7 to 3 days.
Пример 1 (лабораторный).Example 1 (laboratory).
Для приготовления 1000 г жидкости для глушения смешивают 791 мл (что составляет 79,1 мас.%) воды, 4 г SEANEC-TU (что составляет 0,4 мас.%), 145,6 мл диэтиленгликоля (что составляет 15 мас.%) плотностью 1030 кг/м3, 50 г хлорида кальция (что составляет 5 мас.%), 4,7 мл Морпена (что составляет 0,5 мас.%) плотностью 1060 кг/м3. Перемешивание осуществляют до полного растворения ингредиентов, после чего определяют свойства жидкости:To prepare 1000 g of muffling liquid, 791 ml (which is 79.1 wt.%) Of water, 4 g of SEANEC-TU (which is 0.4 wt.%), 145.6 ml of diethylene glycol (which is 15 wt.%) Are mixed. ) with a density of 1030 kg / m 3 , 50 g of calcium chloride (which is 5 wt.%), 4.7 ml of Morpen (which is 0.5 wt.%) with a density of 1060 kg / m 3 . Mixing is carried out until the ingredients are completely dissolved, after which the properties of the liquid are determined:
Т=-15°С, ρ=1005 кг/м3, η=20 мПа·с, τ=186 дПа, θ1/10=20/26 дПа, Ф=1,5 см3/30 минут, β=99,6%;T = -15 ° C, ρ = 1005 kg / m 3, η = 20 mPa · sec, τ = 186 dPa, θ 1/10 = 20/26 dPa, F = 1.5 cm 3/30 minutes, β = 99.6%;
- через 3 суток τ=190 дПа, θ10=29 дПа, Ф=1,3 см3/30 минут;- after 3 days τ = 190 dPa, θ = 10 29 dPa, F = 1.3 cm 3/30 minutes;
- через 6 суток τ=190 дПа, θ10=29 дПа, Ф=1,3 см3/30 минут;- after 6 days τ = 190 dPa, θ = 10 29 dPa, F = 1.3 cm 3/30 minutes;
- через 9 суток τ=187 дПа, θ10=26 дПа, Ф=1,6 см3/30 минут;- after 9 days of τ = 187 dPa, θ = 10 26 dPa, F = 1.6 cm 3/30 minutes;
- через 12 суток τ=185 дПа, θ10=24 дПа, Ф=1,6 см3/30 минут;- after 12 days τ = 185 dPa, θ = 10 24 dPa, F = 1.6 cm 3/30 minutes;
- через 15 суток τ=185 дПа, θ10=24 дПа, Ф=1,6 см3/30 минут;- after 15 days τ = 185 dPa, θ = 10 24 dPa, F = 1.6 cm 3/30 minutes;
- через 18 суток τ=184 дПа, θ10=24 дПа, Ф=1,6 см3/30 минут;- after 18 days τ = 184 dPa, θ = 10 24 dPa, F = 1.6 cm 3/30 minutes;
- через 21 суток τ=183 дПа, θ10=24 дПа, Ф=1,6 см3/30 минут.- after 21 days τ = 183 dPa, θ = 10 24 dPa, F = 1.6 cm 3/30 minutes.
Пример 2. Готовят 1000 г жидкости для глушения скважин, г/мас.%:Example 2. Prepare 1000 g of fluid for killing wells, g / wt.%:
ρ=1030 кг/м3)(use 242.7 ml
ρ = 1030 kg / m 3 )
ρ=1060 кг/м3)(use 9.4 ml
ρ = 1060 kg / m 3 )
Проводят все операции, как указано в примере 1.All operations are carried out as described in example 1.
Свойства жидкости для глушения скважин:Properties of killing fluids:
- в день приготовления:- on the day of preparation:
Т=-30°С, ρ=1020 кг/м3, η=38 мПа·с, τ=383 дПа, θ1/10=33/48 дПа, Ф=0,5 см3/30 минут, β=95,8%;T = -30 ° C, ρ = 1020 kg / m 3, η = 38 mPa · sec, τ = 383 dPa, θ 1/10 = 33/48 dPa, F = 0.5 cm 3/30 minutes, β = 95.8%;
- через 3 суток τ=392 дПа, θ10=50 дПа, Ф=0,3 см3/30 минут;- after 3 days τ = 392 dPa, θ = 10 50 dPa, F = 0.3 cm 3/30 minutes;
- через 6 суток τ=396 дПа, θ10=53 дПа, Ф=0,3 см3/30 минут;- after 6 days τ = 396 dPa, θ = 10 53 dPa, F = 0.3 cm 3/30 minutes;
- через 9 суток τ=391 дПа, θ10=50 дПа, Ф=0,5 см3/30 минут;- after 9 days of τ = 391 dPa, θ = 10 50 dPa, F = 0.5 cm 3/30 minutes;
- через 12 суток τ=389 дПа, θ10=50 дПа, Ф=0,5 см3/30 минут;- after 12 days τ = 389 dPa, θ = 10 50 dPa, F = 0.5 cm 3/30 minutes;
- через 15 суток τ=385 дПа, θ10=48 дПа, Ф=0,5 см3/30 минут;- after 15 days τ = 385 dPa, θ = 10 48 dPa, F = 0.5 cm 3/30 minutes;
- через 18 суток τ=385 дПа, θ10=48 дПа, Ф=0,5 см3/30 минут;- after 18 days τ = 385 dPa, θ = 10 48 dPa, F = 0.5 cm 3/30 minutes;
- через 21 суток τ=382 дПа, θ10=48 дПа, Ф=0,5 см3/30 минут.- after 21 days τ = 382 dPa, θ = 10 48 dPa, F = 0.5 cm 3/30 minutes.
Пример 3. Готовят 1000 г жидкости для глушения скважин, г/мас.%:Example 3. Prepare 1000 g of fluid for killing wells, g / wt.%:
ρ=1030 кг/м3)(use 194.2 ml
ρ = 1030 kg / m 3 )
ρ=1060 кг/м3)(use 7.6 ml
ρ = 1060 kg / m 3 )
Проводят все операции, как указано в примере 1.All operations are carried out as described in example 1.
Свойства жидкости для глушения скважин:Properties of killing fluids:
- в день приготовления:- on the day of preparation:
Т=-25°С, ρ=1015 кг/м3, η=34 мПа·с, τ=348 дПа, θ1/10=28/37 дПа, Ф=0,8 см3/30 минут, β=97,8%;T = -25 ° C, ρ = 1015 kg / m 3, η = 34 mPa · sec, τ = 348 dPa, θ 1/10 = 28/37 dPa, F = 0.8 cm 3/30 minutes, β = 97.8%;
- через 3 суток τ=360 дПа, θ10=42 дПа, Ф=0,6 см3/30 минут;- after 3 days τ = 360 dPa, θ = 10 42 dPa, F = 0.6 cm 3/30 minutes;
- через 6 суток τ=361 дПа, θ10=42 дПа, Ф=0,6 см3/30 минут;- after 6 days τ = 361 dPa, θ = 10 42 dPa, F = 0.6 cm 3/30 minutes;
- через 9 суток τ=357 дПа, θ10=40 дПа, Ф=0,7 см3/30 минут;- after 9 days of τ = 357 dPa, θ = 10 40 dPa, F = 0.7 cm 3/30 minutes;
- через 12 суток τ=354 дПа, θ10=39 дПа, Ф=0,7 см3/30 минут;- after 12 days τ = 354 dPa, θ = 10 39 dPa, F = 0.7 cm 3/30 minutes;
- через 15 суток τ=354 дПа, θ10=39 дПа, Ф=0,7 см3/30 минут;- after 15 days τ = 354 dPa, θ = 10 39 dPa, F = 0.7 cm 3/30 minutes;
- через 18 суток τ=349 дПа, θ10=39 дПа, Ф=0,7 см3/30 минут;- after 18 days τ = 349 dPa, θ = 10 39 dPa, F = 0.7 cm 3/30 minutes;
- через 21 суток τ=345 дПа, θ10=36 дПа, Ф=0,8 см3/30 минут.- after 21 days τ = 345 dPa, θ = 10 36 dPa, F = 0.8 cm 3/30 minutes.
Пример 4. Готовят 1000 г жидкости для глушения скважин, г/мас.%:Example 4. Prepare 1000 g of fluid for killing wells, g / wt.%:
ρ=1030 кг/м3)(use 242.7 ml
ρ = 1030 kg / m 3 )
ρ=1060 кг/м3)(use 9.4 ml
ρ = 1060 kg / m 3 )
Проводят все операции, как указано в примере 1.All operations are carried out as described in example 1.
Свойства жидкости для глушения скважин:Properties of killing fluids:
- в день приготовления:- on the day of preparation:
Т=-28°С, ρ=1010 кг/м3, η=36 мПа·с, τ=359 дПа, θ1/10=31/43 дПа, Ф=0,7 см3/30 минут;T = -28 ° C, ρ = 1010 kg / m 3, η = 36 mPa · sec, τ = 359 dPa, θ 1/10 = 31/43 dPa, F = 0.7 cm 3/30 minutes;
- через 3 суток τ=372 дПа, θ10=45 дПа, Ф=0,5 см3/30 минут;- after 3 days τ = 372 dPa, θ = 10 45 dPa, F = 0.5 cm 3/30 minutes;
- через 6 суток τ=375 дПа, θ10=46 дПа, Ф=0,4 см3/30 минут;- after 6 days τ = 375 dPa, θ = 10 46 dPa, F = 0.4 cm 3/30 minutes;
- через 9 суток τ=370 дПа, θ10=45,5 дПа, Ф=0,5 см3/30 минут;- after 9 days of τ = 370 dPa, θ = 10 45.5 dPa, F = 0.5 cm 3/30 minutes;
- через 12 суток τ=370 дПа, θ10=45 дПа, Ф=0,6 см3/30 минут;- after 12 days τ = 370 dPa, θ = 10 45 dPa, F = 0.6 cm 3/30 minutes;
- через 15 суток τ=365 дПа, θ10=44,5 дПа, Ф=0,6 см3/30 минут;- after 15 days τ = 365 dPa, θ = 10 44.5 dPa, F = 0.6 cm 3/30 minutes;
- через 18 суток τ=364 дПа, θ10=44 дПа, Ф=0,6 см3/30 минут;- after 18 days τ = 364 dPa, θ = 10 44 dPa, F = 0.6 cm 3/30 minutes;
- через 21 суток τ=360 дПа, θ10=43 дПа, Ф=0,7 см3/30 минут.- after 21 days τ = 360 dPa, θ = 10 43 dPa, F = 0.7 cm 3/30 minutes.
Пример 5. Готовят 1000 г жидкости для глушения скважин, г/мас.%:Example 5. Prepare 1000 g of fluid for killing wells, g / wt.%:
ρ=1030 кг/м3)(use 194.2 ml
ρ = 1030 kg / m 3 )
ρ=1060 кг/м3)(use 6.6 ml
ρ = 1060 kg / m 3 )
Проводят все операции, как указано в примере 1.All operations are carried out as described in example 1.
Свойства жидкости для глушения скважин:Properties of killing fluids:
- в день приготовления:- on the day of preparation:
Т=-25°С, ρ=1015 кг/м3, η=30 мПа·с, τ=312 дПа, θ1/10=26/34 дПа, Ф=1,0 см3/30 минут;T = -25 ° C, ρ = 1015 kg / m 3, η = 30 mPa · sec, τ = 312 dPa, θ 1/10 = 26/34 dPa, F = 1.0 cm 3/30 minutes;
- через 3 суток τ=325 дПа, θ10=37 дПа, Ф=0,8 см3/30 минут;- after 3 days τ = 325 dPa, θ = 10 37 dPa, F = 0.8 cm 3/30 minutes;
- через 6 суток τ=319 дПа, θ10=36 дПа, Ф=0,8 см3/30 минут;- after 6 days τ = 319 dPa, θ = 10 36 dPa, F = 0.8 cm 3/30 minutes;
- через 9 суток τ=316 дПа, θ10=37 дПа Ф=0,9 см3/30 минут;- after 9 days of τ = 316 dPa, θ = 10 37 dPa F = 0.9 cm 3/30 minutes;
- через 12 суток τ=316 дПа, θ10=36,5 дПа, Ф=0,9 см3/30 минут;- after 12 days τ = 316 dPa, θ = 10 36.5 dPa, F = 0.9 cm 3/30 minutes;
- через 15 суток τ=315 дПа, θ10=36 дПа, Ф=1,0 см3/30 минут;- after 15 days τ = 315 dPa, θ = 10 36 dPa, F = 1.0 cm 3/30 minutes;
- через 18 суток τ=314 дПа, θ10=35 дПа, Ф=1,0 см3/30 минут;- after 18 days τ = 314 dPa, θ = 10 35 dPa, F = 1.0 cm 3/30 minutes;
- через 21 суток τ=313 дПа, θ10=33,5 дПа, Ф=1,0 см3/30 минут.- after 21 days τ = 313 dPa, θ = 10 33.5 dPa, F = 1.0 cm 3/30 minutes.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию «новизны, изобретательского уровня промышленной применимости», то есть является патентоспособным.Thus, the claimed technical solution meets the condition of "novelty, inventive step of industrial applicability", that is, is patentable.
АКТ
лабораторных испытаний заявляемой и известной жидкостей для глушения скважины.
Испытания проведены в январе 2007 г.Table 1
ACT
laboratory tests of the claimed and known fluids for killing wells.
Tested in January 2007
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007120258/03A RU2345114C1 (en) | 2007-05-30 | 2007-05-30 | Well killing liquid |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007120258/03A RU2345114C1 (en) | 2007-05-30 | 2007-05-30 | Well killing liquid |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2345114C1 true RU2345114C1 (en) | 2009-01-27 |
Family
ID=40544206
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007120258/03A RU2345114C1 (en) | 2007-05-30 | 2007-05-30 | Well killing liquid |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2345114C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564706C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-10-10 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition of extra heavy polysaccharidic liquid for well killing |
RU2630007C2 (en) * | 2016-02-24 | 2017-09-05 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Liquid for oil and gas wells control and cleanout |
RU2643394C1 (en) * | 2016-10-19 | 2018-02-01 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition of polysaccharid liquid for well killing and flushing and method for its preparation and application |
RU2753299C1 (en) * | 2020-11-10 | 2021-08-12 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Dry mixture for the preparation of well killing fluid |
-
2007
- 2007-05-30 RU RU2007120258/03A patent/RU2345114C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564706C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-10-10 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition of extra heavy polysaccharidic liquid for well killing |
RU2630007C2 (en) * | 2016-02-24 | 2017-09-05 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Liquid for oil and gas wells control and cleanout |
RU2643394C1 (en) * | 2016-10-19 | 2018-02-01 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition of polysaccharid liquid for well killing and flushing and method for its preparation and application |
RU2753299C1 (en) * | 2020-11-10 | 2021-08-12 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Dry mixture for the preparation of well killing fluid |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2009215288B2 (en) | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications | |
US9012378B2 (en) | Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids | |
US7786054B2 (en) | Biocide for well stimulation and treatment fluids | |
CA2642272A1 (en) | Cross-linking composition and method of use | |
RU2285785C1 (en) | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well | |
EA015579B1 (en) | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids | |
BRPI0806243A2 (en) | method to stimulate a portion of an underground formation | |
RU2345114C1 (en) | Well killing liquid | |
RU2338872C2 (en) | Methods and compositions for decomposing of thickened liquids | |
NO20120459A1 (en) | Source processing fluid mixtures and their use | |
DK2892974T3 (en) | APPLICATION OF THERMO-THICKENING POLYMERS IN THE GAS AND OIL FIELD INDUSTRY | |
BR112017027663B1 (en) | METHOD FOR ESTABLISHING A PLUG IN A HYDROCARBON RESERVOIR, FORMULATION AND OIL RECOVERY METHOD IN SAID RESERVOIR | |
CN104093812A (en) | Method of delaying crosslinking in well treatment operation | |
CN101864284A (en) | Elm bark powder particles, preparation method for elm bark powder particles, elm bark powder vegetable gum and application of elm bark powder vegetable gum | |
US8544546B2 (en) | Delivering water-soluble polysaccharides for well treatments | |
SA518391600B1 (en) | Hydrogels Of Graft Polymers For Acid Diversion | |
CN108084984B (en) | A kind of agent for releasing for reducing guanidine gum fracturing fluid and being injured in sandstone reservoir | |
RU2314331C1 (en) | Solid phase-free well killing fluid | |
RU2347897C1 (en) | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well | |
RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
CN105086971A (en) | Liquid glue stopper for handling borehole wall collapsing | |
RU2379473C1 (en) | Reservoir temporary insulation emulsion | |
CA2032986C (en) | Composition and process for selective water permeability reduction in hot salted hydrocarbon tanks | |
RU2306326C2 (en) | Gelling composition for killing wells | |
RU2256787C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 3-2009 FOR TAG: (73) |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180531 |