RU2350641C2 - Состав для глушения скважин - Google Patents
Состав для глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2350641C2 RU2350641C2 RU2007109327/03A RU2007109327A RU2350641C2 RU 2350641 C2 RU2350641 C2 RU 2350641C2 RU 2007109327/03 A RU2007109327/03 A RU 2007109327/03A RU 2007109327 A RU2007109327 A RU 2007109327A RU 2350641 C2 RU2350641 C2 RU 2350641C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- reservoir
- killing
- wells
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Materials Applied To Surfaces To Minimize Adherence Of Mist Or Water (AREA)
- Non-Alcoholic Beverages (AREA)
Abstract
Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для глушения скважин. Технический результат - сокращение времени освоения скважин в послеремонтный период, предотвращение увеличения обводненности скважин, сохранение или увеличение производительности скважин. Состав для глушения и заканчивания скважин содержит минеральную основу - продукт переработки сильвинитовой руды и стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта - многофункциональную композицию «Аксис». Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для глушения скважин при проведении, например, ремонтных работ.
Из уровня техники известен пенообразующий состав по авторскому свидетельству СССР №1723091, используемый в нефтегазовой промышленности в том числе для глушения скважин. Известный состав содержит натриевую соль алкилароматических сульфокислот на основе керосиновой фракции, 8-16%-ный водный раствор кристаллогидрата хлорида магния или бишофита и водный раствор гидроокиси магния при определенном соотношении компонентов. К достоинствам известного состава следует отнести возможность увеличения термостабильности пены и предупреждение образования твердых мелкодисперсных частиц в растворах минеральных кислот. Его использование позволяет существенно повысить эффективность технологических процессов нефтегазоотдачи с применением пенных систем, особенно на месторождениях с высокими пластовыми температурами или разрабатываемых с использованием тепловых методов.
Из уровня техники также известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины по патенту РФ №2169832, применяемый, в частности, при перфорации скважины, изоляции нефтегазоводопроявлений, ее глушении и пр. Известный способ включает использование водного раствора, приготовляемого следующим образом: либо в сухом виде смешивают обогащенную сильвинитовую руду с кристаллическим порошком нитрилотриметилфосфонофой кислоты (НТФ) и готовят из полученной смеси водный раствор, либо вначале приготавливают водный раствор на основе обогащенной сильвинитовой руды, а в него добавляют раствор ингибитора осадкообразования. Способ включает использование сильвинитовой руды следующего состава, мас.%: нерастворимый осадок 0,5÷3,0; NaCl 65÷70; KCl 20÷30. К достоинствам известного способа следует отнести его эффективность при сохранении коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, а к недостаткам - использование в растворе сильвинитовой руды, что не решает остро стоящей в настоящее время задачи по утилизации отходов ее переработки.
Существующая на сегодня проблема утилизации отходов сильвинитовых руд побудили авторов настоящего изобретения к созданию заявленного состава для глушения нефтедобывающих скважин, применение которого не ухудшает продуктивных свойств пласта и стабилизирует характеристики призабойной зоны и позволяет утилизировать отходы переработки сильвинитовой руды.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемых вариантов изобретений, заключается в том, что их применение на скважинах, расположенных в широко эксплуатируемых в настоящее время пластах типа А и Б, с проницаемостью не менее 50 мД и низкой заглинизированностью, позволяет сократить время освоения скважины в послеремонтный период, предотвратить увеличение обводненности скважин, сохранить, а в некоторых случаях увеличить, производительность скважин. В конечном итоге, это приводит к получению дополнительной добычи нефти.
Для достижения поставленного технического результата предлагается состав для глушения и заканчивания скважин, содержащий минеральную основу и стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта, новым в котором является то, что в качестве основы использован продукт переработки сильвинитовой руды, а в качестве стабилизатора коллекторских свойств продуктивного пласта многофункциональная композиция «Аксис» в виде смеси ингибиторов солеотложения, катионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ), гидрофобизатора и поглотителя влаги.
В качестве минеральной основы может быть использован продукт переработки сильвинитовой руды следующего состава, мас.%:
KCl | не более 3,0 |
NaCl | не более 95,0 |
нерастворимые примеси | не более 2,0 |
вода | не более 1,0 |
Содержащийся в заявляемой основе хлористый натрий обеспечивает необходимый удельный вес раствора, поверхностно-активное вещество снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью, ингибитор солеотложения предотвращает образование нерастворимых солей в порах пласта и подземном оборудовании, гидрофобизатор придает водоотталкивающие свойства горной породе. Ограничение по влажности вызвано тем, что заявляемые основы являются порошкообразными, и большая влажность может привести к слеживаемости в летнее время года и смерзаемости - в зимнее.
Для эффективного применения заявляемого состава (используемого в качестве основы жидкости глушения скважин) и нейтрализации отрицательных эффектов, возникающих при применении отходов производства в качестве основы жидкости глушения, в нее вводят сухие формы ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества. Использование этих веществ в жидком виде недопустимо, т.к. приводит к увеличению влажности основы и возможной монолитизации состава в зимнее время. Совместное введение ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества в порошкообразном виде является сложной технической задачей, т.к. эти вещества имеют противоположную химическую природу и в процессе хранения взаимно нейтрализуются, образуя особое агрегатное вещество, не имеющее заявляемых свойств. Однако авторам известна многофункциональная композиция «Аксис» (см. журнал Oil & Gas Eurasia, 2006, №9, с.60), которая упраздняет вышеуказанные противоречия и может быть рекомендована для введения в заявляемый состав для глушения.
В ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» использовался следующий состав для глушения скважин, мас.%: продукт переработки сильвинитовой руды 99,84 (где: калия хлористого 2,66; натрия хлористого 94,4; нерастворимых веществ 1,94; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 0,16.
Глушение проводилось на скважинах проницаемостью от 0,115 мкм2 до 0,228 мкм2 в низко и среднезаглинизированных коллекторах. Благодаря содержащимся в многофункциональной композиции «Аксис» гидрофобизатору уменьшалось набухание глин, а наличие ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества позволило предотвратить выпадение нерастворимых осадков в порах пласта и на рабочих органах подземного оборудования, снизить поверхностное натяжение на границе с нефтью и гидрофобизировать норовое пространство. Благодаря использованию заявляемого состава для приготовления жидкости глушения в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», стало возможным совместить процессы глушения с мягкой обработкой призабойной зоны пласта с целью неухудшения фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта, что позволяет предотвратить нарастание обводненности продукции и уменьшить время выхода скважин на режим на 10%.
В ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Юганскнефтегаз» проводились глушения скважин растворами, приготовленными из следующего состава, мас.%: продукт переработки сильвинитовой руды 99,91 (где: калия хлористого 2,97; натрия хлористого 94,63; нерастворимых веществ 1,95; воды (влажность) 0,45); многофункциональная композиция «Аксис» 0,09.
Глушения проводились на пластах АС 4, 5,6; БС 6, 8, 10/1,10/3, БС 10/1-2, БС 11 с проницаемостью от 0,27 до 0,221 мкм2.
Благодаря содержащемуся в многофункциональной композиции «Аксис» гидрофобизатору уменьшалось набухание глин, а наличие ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества позволило предотвратить выпадение нерастворимых осадков в порах пласта и на рабочих органах подземного оборудования, снизить поверхностное натяжение на границе с нефтью и гидрофобизировать норовое пространство. Использование состава позволило сохранить проницаемость породы по нефти, что выразилось в сокращении времени вывода скважин на установившийся режим работы после ремонта в среднем на 1-1,5 суток и увеличении коэффициента продуктивности на 10-11%.
В качестве дополнительных примеров реализации заявленного состава могут быть представлены следующие результаты.
В НГДУ "Быстринскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз" проводилось глушение скважин раствором, приготовленным из следующего состава, мас.%: продукт переработки сильвинитовой руды 97,5 (где: калия хлористого 2,9; натрия хлористого 94,9; нерастворимых веществ 1,2; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 2,5.
В НГДУ "Федоровскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз" проводилось глушение скважин раствором, приготовленным из следующего состава, мас.%: продукт переработки сильвинитовой руды 97,2 (где: калия хлористого 2,5; натрия хлористого 94,8; нерастворимых веществ 1,7; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 2,8.
В ОАО "Томскнефть" ВНК проводились глушения скважин растворами, приготовленными из следующего состава, мас.%:
продукт переработки сильвинитовой руды 88 (где: калия хлористого 2,5; натрия хлористого 94,6; нерастворимых веществ 1,9; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 12;
продукт переработки сильвинитовой руды 82 (где: калия хлористого 2,4; натрия хлористого 94,6; нерастворимых веществ 2,0; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 18.
Claims (2)
1. Состав для глушения и заканчивания скважин, содержащий минеральную основу и стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта, отличающийся тем, что в качестве минеральной основы использован продукт переработки сильвинитовой руды, а в качестве стабилизатора коллекторских свойств продуктивного пласта - многофункциональная композиция «Аксис».
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве минеральной основы использован продукт переработки сильвинитовой руды следующего состава, мас.%:
KCl не более 3,0
NaCl не более 95,0
нерастворимые примеси не более 2,0
вода не более 1,0
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007109327/03A RU2350641C2 (ru) | 2007-03-14 | 2007-03-14 | Состав для глушения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007109327/03A RU2350641C2 (ru) | 2007-03-14 | 2007-03-14 | Состав для глушения скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007109327A RU2007109327A (ru) | 2008-09-20 |
RU2350641C2 true RU2350641C2 (ru) | 2009-03-27 |
Family
ID=39867666
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007109327/03A RU2350641C2 (ru) | 2007-03-14 | 2007-03-14 | Состав для глушения скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2350641C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2720023C1 (ru) * | 2019-08-07 | 2020-04-23 | Денис Валерьевич Фроловский | Способ приготовления базового рассола высокой плотности для создания жидкостей глушения и заканчивания скважин |
-
2007
- 2007-03-14 RU RU2007109327/03A patent/RU2350641C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КИРИЛЛИН В.В. и др. Как совместить глушение скважин с мягкой обработкой ПЗП. - Oil & Gas Eurasia, 2006, №9, с.60. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2720023C1 (ru) * | 2019-08-07 | 2020-04-23 | Денис Валерьевич Фроловский | Способ приготовления базового рассола высокой плотности для создания жидкостей глушения и заканчивания скважин |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007109327A (ru) | 2008-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN109072058B (zh) | 快速脱水的堵漏材料(lcm) | |
CN103459548B (zh) | 用于井处理流体的缓释井处理复合材料 | |
RU2618789C2 (ru) | Специальная жидкость для обработки карбонатных пластов, содержащая хелатообразующий агент | |
CN108603100B (zh) | 黏土稳定剂及使用方法 | |
US2841222A (en) | Well treating process | |
CN110139909A (zh) | 形成酸溶性堵头的快速脱水的漏失控制浆料 | |
EA031164B1 (ru) | Способ обработки подземных пластов с использованием хелатообразующего вещества | |
RU2601635C1 (ru) | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин | |
RU2350641C2 (ru) | Состав для глушения скважин | |
RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
US3335792A (en) | Method for increasing oil recovery | |
RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
RU2561630C2 (ru) | Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard) | |
RU2347797C2 (ru) | Основа жидкости глушения и заканчивания скважин | |
WO2017165954A1 (en) | Using synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
RU2506298C1 (ru) | Модификатор фильтрационных свойств продуктивного пласта | |
RU2394062C1 (ru) | Твердая основа для кислотного состава и состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
CA2833898A1 (en) | Stabilised compound eliminating and inhibiting scale in pipelines | |
RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
RU2614994C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
US11066910B2 (en) | Alkaline water flooding processes for enhanced oil recovery in carbonates | |
WO2014172399A1 (en) | Reversible foamed wellbore fluids | |
RU2169832C1 (ru) | Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины | |
RU2736721C2 (ru) | Обработка глинистых сланцев |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111201 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130315 |