RU2365612C1 - Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells - Google Patents
Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2365612C1 RU2365612C1 RU2008133167/03A RU2008133167A RU2365612C1 RU 2365612 C1 RU2365612 C1 RU 2365612C1 RU 2008133167/03 A RU2008133167/03 A RU 2008133167/03A RU 2008133167 A RU2008133167 A RU 2008133167A RU 2365612 C1 RU2365612 C1 RU 2365612C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- chloride
- oil
- completion
- stratum
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в многопластовых скважинах, имеющих разное пластовое давление и проницаемость пластов, а также при наличии сероводорода в скважинной продукции.The invention relates to the oil and gas industry, is intended for completion and repair of oil and gas wells and can be used in conditions of abnormally high reservoir pressures and high temperatures for primary and secondary opening of reservoirs, for killing and performing various types of work, including in multilayer wells having different reservoir pressure and permeability of the reservoirs, as well as in the presence of hydrogen sulfide in the well products.
Известен состав для приготовления технологической жидкости высокой плотности без твердой фазы для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, включающий органический реагент-понизитель фильтрации на основе оксиэтилцеллюлозы и ингибитор коррозии (Авторское свидетельство СССР 1684308, С09К 7/04 13.09.89).A known composition for the preparation of high-density process fluid without a solid phase for completing and repairing oil and gas wells, containing calcium nitrate, including an organic filter reducing agent based on hydroxyethyl cellulose and a corrosion inhibitor (USSR Author's Certificate 1684308, C09K 7/04 09/13/89) .
Недостатками указанного состава и жидкостей на его основе являются повышенная коррозионная активность, а также нарушение стабильности и других технологических свойств при температуре выше 100°С и действии сероводорода. Плотность жидкости не превышает 1,53 г/см3, и поэтому при возможном разбавлении при контакте с пластовыми водами она не может быть восстановлена до первоначального значения. При взаимодействии с сероводородом коррозионная активность такой жидкости резко увеличивается, а образующаяся твердая фаза значительно снижает проницаемость продуктивных пластов. Кроме того, при увеличивающейся доле транспортных расходов в смете затрат перевозка жидких продуктов экономически невыгодна. Являясь техническим продуктом, состав часто содержит до 1% нерастворимой в соляной кислоте твердой фазы (в основном фосфаты кальция). Перечисленные выше недостатки в значительной мере сужают области применения состава и технологических жидкостей на его основе.The disadvantages of this composition and liquids based on it are increased corrosion activity, as well as a violation of stability and other technological properties at temperatures above 100 ° C and the action of hydrogen sulfide. The density of the liquid does not exceed 1.53 g / cm 3 , and therefore, with possible dilution in contact with formation water, it cannot be restored to its original value. When interacting with hydrogen sulfide, the corrosivity of such a liquid increases sharply, and the resulting solid phase significantly reduces the permeability of productive formations. In addition, with an increasing share of transportation costs in the cost estimate, transportation of liquid products is economically disadvantageous. Being a technical product, the composition often contains up to 1% of solid phase insoluble in hydrochloric acid (mainly calcium phosphates). The above disadvantages significantly narrow the scope of the composition and process fluids based on it.
Наиболее близким по своей сущности к заявляемому изобретению является состав для приготовления технологической жидкости без твердой фазы для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция и ингибитор коррозии (патент на изобретение РФ №2291181, МПК С09К 8/06, 2007 г.).The closest in essence to the claimed invention is a composition for preparing a process fluid without a solid phase for completing and repairing oil and gas wells, containing calcium nitrate, calcium chloride and a corrosion inhibitor (RF patent No. 2291181, IPC C09K 8/06, 2007 g.).
Основным недостатком жидкости, приготовленной на основе этого известного состава, является низкая плотность, которая не превышает 1600 кг/м3, что значительно сужает область применения состава.The main disadvantage of the liquid prepared on the basis of this known composition is its low density, which does not exceed 1600 kg / m 3 , which significantly narrows the scope of the composition.
Техническим результатом заявленного решения является расширение области применения состава для приготовления технологических жидкостей за счет увеличения ее плотности, а также за счет снижения фильтрационных показателей при температурах 120°С и выше, в том числе на месторождениях с сероводородсодержащей продукцией.The technical result of the claimed solution is to expand the scope of the composition for the preparation of process fluids by increasing its density, as well as by reducing filtration rates at temperatures of 120 ° C and higher, including in fields with hydrogen sulfide-containing products.
Указанный технический результат достигается тем, что состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция и ингибитор коррозии, дополнительно содержит хлорид цинка, хлорид натрия, а в качестве ингибитора коррозии используют бензоат натрия при следующих соотношениях компонентов, мас.%:The specified technical result is achieved in that the composition for the preparation of process fluids for completing and repairing oil and gas wells, containing calcium nitrate, calcium chloride and a corrosion inhibitor, additionally contains zinc chloride, sodium chloride, and sodium benzoate is used as a corrosion inhibitor in the following ratios components, wt.%:
Технологические жидкости на основе заявляемого состава могут быть приготовлены путем его растворения в пресной воде, в том числе содержащей полимер на основе микробного полисахарида в количестве до 0,2 мас.%.Process fluids based on the claimed composition can be prepared by dissolving it in fresh water, including containing a polymer based on microbial polysaccharide in an amount of up to 0.2 wt.%.
Хлорид цинка добавляют в состав для повышения плотности получаемого раствора вследствие его высокой растворимости.Zinc chloride is added to the composition to increase the density of the resulting solution due to its high solubility.
Хлорид натрия добавляют в состав для генерирования водорастворимого кольматанта. При растворении заявляемого состава в пресной воде, в том числе содержащей полимер на основе микробного полисахарида в количестве до 0,2 мас.%, растворяются все компоненты. При достижении раствором плотности 1450-1550 кг/м3 и выше хлорид натрия начинает выкристаллизовываться из раствора в виде тонкодисперсной взвеси. В дальнейшем входящий в состав композиции хлорид натрия не растворяется. Таким образом, в растворе образуется водорастворимый кольматант, образованный частицами хлорида натрия размером от нескольких микрон до 1-3 мм, что позволяет обратимо кольматировать продуктивные пласты различной проницаемости. Важным преимуществом хлорида натрия является его практически не зависимая от температуры растворимость, что позволяет применять заявляемый состав при различных пластовых температурах.Sodium chloride is added to the composition to generate a water-soluble colmatant. When dissolving the inventive composition in fresh water, including containing a polymer based on the microbial polysaccharide in an amount of up to 0.2 wt.%, All components dissolve. When the solution reaches a density of 1450-1550 kg / m 3 and above, sodium chloride begins to crystallize from the solution in the form of a fine suspension. Subsequently, the sodium chloride included in the composition does not dissolve. Thus, a water-soluble colmatant is formed in the solution, which is formed by particles of sodium chloride ranging in size from a few microns to 1-3 mm, which makes it possible to reversibly clatter productive formations of various permeabilities. An important advantage of sodium chloride is its practically temperature-independent solubility, which allows the use of the inventive composition at various reservoir temperatures.
Бензоат натрия добавляют для снижения коррозионной активности растворов, приготавливаемых на основе заявляемого состава. Известно, что в водных растворах часть молекул хлорида цинка гидролизуется, в результате чего образуются протоны, раствор становится кислым и, как следствие, коррозионно-активным.Sodium benzoate is added to reduce the corrosion activity of solutions prepared on the basis of the claimed composition. It is known that in aqueous solutions, part of the zinc chloride molecules are hydrolyzed, as a result of which protons are formed, the solution becomes acidic and, as a result, corrosive.
При растворении бензоата натрия бензоат-ион связывает протон с образованием слабодиссоциирующей бензойной кислоты (Кдисс=6,3·10-5), в результате чего коррозионная активность растворов значительно снижается.Upon dissolution of sodium benzoate, the benzoate ion binds a proton with the formation of weakly dissociating benzoic acid (K diss = 6.3 · 10 -5 ), as a result of which the corrosion activity of solutions is significantly reduced.
Получение технологических жидкостей плотностью до 1950 кг/м3 достигается при одновременном растворении в воде смеси хлорида кальция, нитрата кальция, хлорида цинка, хлорида натрия и бензоата натрия.Obtaining process fluids with a density of up to 1950 kg / m 3 is achieved by simultaneously dissolving in water a mixture of calcium chloride, calcium nitrate, zinc chloride, sodium chloride and sodium benzoate.
Приготовление заявляемого состава производится путем смешения компонентов. Приготовление технологических жидкостей производится путем растворения сухой солевой композиции полученного состава в пресной воде или в растворе микробного полисахарида в количестве до 0,2 мас.% в пресной воде.The preparation of the claimed composition is made by mixing the components. Preparation of process fluids is carried out by dissolving the dry salt composition of the obtained composition in fresh water or in a solution of the microbial polysaccharide in an amount of up to 0.2 wt.% In fresh water.
Для сравнения с заявляемым составом ниже приведены примеры приготовления известных из прототипов жидкостей без твердой фазы.For comparison with the claimed composition below are examples of the preparation of liquids known from the prototype without a solid phase.
Пример 1.Example 1
В 550 мл пресной воды растворяли 980,7 г нитрата кальция, 15,50 г оксиэтилцеллюлозы и 3,80 г ингибитора коррозии ИКБ-4Н. Получили 1000 мл жидкости плотностью 1,55 г/см3. У полученной жидкости замеряли показатель фильтрации сразу после приготовления и после термостатирования образцов при 130°С в течение 72 ч.980.7 g of calcium nitrate, 15.50 g of hydroxyethyl cellulose and 3.80 g of corrosion inhibitor IKB-4H were dissolved in 550 ml of fresh water. Received 1000 ml of liquid with a density of 1.55 g / cm 3 . The obtained liquid was measured filtration rate immediately after preparation and after temperature control of the samples at 130 ° C for 72 hours
Пример 2.Example 2
В механическом перемешивателе смешали 640 г хлорида кальция, 320 г нитрата кальция, 10 г соединения двухвалентного металла, например осксида магния, 10 г реагента-понизителя фильтрации, например полианионной целлюлозы и 20 г ингибитора коррозии, например гексаметилентетрамина. Полученные 1000 г состава растворили в 488 мл пресной воды. Получившиеся 930 мл рассола плотностью640 g of calcium chloride, 320 g of calcium nitrate, 10 g of a divalent metal compound, for example magnesium oxide, 10 g of a filtration reducing agent, for example polyanionic cellulose, and 20 g of a corrosion inhibitor, for example hexamethylenetetramine, were mixed in a mechanical stirrer. The resulting 1000 g of the composition was dissolved in 488 ml of fresh water. The resulting 930 ml density brine
1,60 г/см3 испытывали аналогично примеру №1.1.60 g / cm 3 was tested analogously to example No. 1.
Ниже приведены примеры приготовления технологических жидкостей без твердой фазы на основе заявляемого солевого состава.The following are examples of the preparation of process liquids without a solid phase based on the inventive salt composition.
Пример 3. В механическом перемешивателе смешали 133 г (13,3 мас.%) хлорида кальция, 133 г (13,3 мас.%) нитрата кальция, 721 г (72,1 мас.%) хлорида цинка, 5 г (0,5 мас.%) хлорида натрия и 8 г (0,8 мас.%) бензоата натрия. Полученные 1000 г состава растворили в 272 мл пресной воды. Получившиеся 669 мл рассола плотностью 1,90 г/см3 испытывали аналогично примеру №1.Example 3. In a mechanical stirrer mixed 133 g (13.3 wt.%) Calcium chloride, 133 g (13.3 wt.%) Calcium nitrate, 721 g (72.1 wt.%) Zinc chloride, 5 g (0 5 wt.%) Sodium chloride and 8 g (0.8 wt.%) Sodium benzoate. The obtained 1000 g of the composition was dissolved in 272 ml of fresh water. The resulting 669 ml of brine with a density of 1.90 g / cm 3 was tested analogously to example No. 1.
Пример 4. В механическом перемешивателе смешали 219 г (21,9 мас.%) хлорида кальция, 219 г (21,9 мас.%) нитрата кальция, 525,5 г (52,55 мас.%) хлорида цинка, 23,5 г (2,35 мас.%) хлорида натрия и 13 г (1,3 мас.%) бензоата натрия. Полученные 1000 г состава растворили в 252 мл пресной воды. Получившиеся 642 мл рассола плотностью 1,95 г/см3 испытывали аналогично примеру №1.Example 4. In a mechanical stirrer mixed 219 g (21.9 wt.%) Calcium chloride, 219 g (21.9 wt.%) Calcium nitrate, 525.5 g (52.55 wt.%) Zinc chloride, 23, 5 g (2.35 wt.%) Sodium chloride and 13 g (1.3 wt.%) Sodium benzoate. The resulting 1000 g of the composition was dissolved in 252 ml of fresh water. The resulting 642 ml of brine with a density of 1.95 g / cm 3 was tested analogously to example No. 1.
Пример 5. В механическом перемешивателе смешали 176 г (17,6 мас.%) хлорида кальция, 176 г (17,6 мас.%) нитрата кальция, 623,25 г (62,325 мас.%) хлорида цинка, 14,25 г (1,425 мас.%) хлорида натрия и 10,5 г (1,05 мас.%) бензоата натрия. Полученные 1000 г состава растворили в 252 мл пресной воды. Получившиеся 642 мл рассола плотностью 1,95 г/см3 испытывали аналогично примеру №1.Example 5. In a mechanical stirrer mixed 176 g (17.6 wt.%) Calcium chloride, 176 g (17.6 wt.%) Calcium nitrate, 623.25 g (62.325 wt.%) Zinc chloride, 14.25 g (1.425 wt.%) Sodium chloride and 10.5 g (1.05 wt.%) Sodium benzoate. The resulting 1000 g of the composition was dissolved in 252 ml of fresh water. The resulting 642 ml of brine with a density of 1.95 g / cm 3 was tested analogously to example No. 1.
Пример 6. В механическом перемешивателе смешали 219 г (21,9 мас.%) хлорида кальция, 219 г (21,9 мас.%) нитрата кальция, 525,5 г (52,55 мас.%) хлорида цинка, 23,5 г (2,35 мас.%) хлорида натрия и 13 г (1,3 мас.%) бензоата натрия. Полученный состав растворили в 252 мл пресной воды, в которой предварительно растворили 0,45 г микробного полисахарида. Получившиеся 642 мл рассола плотностью 1,95 г/см3 испытывали аналогично примеру №1.Example 6. In a mechanical stirrer mixed 219 g (21.9 wt.%) Calcium chloride, 219 g (21.9 wt.%) Calcium nitrate, 525.5 g (52.55 wt.%) Zinc chloride, 23, 5 g (2.35 wt.%) Sodium chloride and 13 g (1.3 wt.%) Sodium benzoate. The resulting composition was dissolved in 252 ml of fresh water, in which 0.45 g of the microbial polysaccharide was previously dissolved. The resulting 642 ml of brine with a density of 1.95 g / cm 3 was tested analogously to example No. 1.
Результаты испытаний приведены в таблице.The test results are shown in the table.
Из табличных данных видно, что введение в состав сухой солевой композиции хлорида натрия, особенно в сочетании с загустителем, например, на основе микробного полисахарида значительно расширяет область применения приготовленных на ее основе технологических жидкостей.From the tabular data it is seen that the introduction of dry sodium salt into the composition of the dry salt composition, especially in combination with a thickener, for example, based on the microbial polysaccharide, significantly expands the scope of application of process fluids prepared on its basis.
Фильтрация - показатель, характеризующий способность технологических жидкостей при определенном перепаде давления фильтроваться (проникать в пласт).Filtration is an indicator characterizing the ability of process fluids to filter under a certain pressure drop (penetrate into the reservoir).
Фильтрацию стремятся поддерживать на минимальном уровне, чтобы исключить снижение продуктивности пластов и предотвратить потери дорогостоящих жидкостей.Filtration seek to maintain at a minimum level to eliminate the decline in reservoir productivity and prevent the loss of expensive fluids.
В частности, резко уменьшается показатель фильтрации приготавливаемых растворов при температуре выше 120°С.In particular, the rate of filtration of the prepared solutions sharply decreases at a temperature above 120 ° C.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008133167/03A RU2365612C1 (en) | 2008-08-13 | 2008-08-13 | Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008133167/03A RU2365612C1 (en) | 2008-08-13 | 2008-08-13 | Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2365612C1 true RU2365612C1 (en) | 2009-08-27 |
Family
ID=41149811
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008133167/03A RU2365612C1 (en) | 2008-08-13 | 2008-08-13 | Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2365612C1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101701148B (en) * | 2009-11-17 | 2012-05-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Scale removing and preventing agent for oil well |
RU2519019C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-06-10 | Сергей Александрович Рябоконь | Composition for preparation of heavy process liquid for completion and repair of oil and gas wells |
RU2582151C1 (en) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Dry mixture for killing of oil and gas wells and treatment of bottomhole zone |
RU2720023C1 (en) * | 2019-08-07 | 2020-04-23 | Денис Валерьевич Фроловский | Method for preparation of base brine with high density for creation of killing and completion fluids |
RU2744224C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells |
RU2802773C1 (en) * | 2022-10-21 | 2023-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Heavy process fluid based on chlorides, composition and method for its preparation, method for killing wells with heavy process fluid |
-
2008
- 2008-08-13 RU RU2008133167/03A patent/RU2365612C1/en active
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101701148B (en) * | 2009-11-17 | 2012-05-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Scale removing and preventing agent for oil well |
RU2519019C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-06-10 | Сергей Александрович Рябоконь | Composition for preparation of heavy process liquid for completion and repair of oil and gas wells |
RU2582151C1 (en) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Dry mixture for killing of oil and gas wells and treatment of bottomhole zone |
RU2720023C1 (en) * | 2019-08-07 | 2020-04-23 | Денис Валерьевич Фроловский | Method for preparation of base brine with high density for creation of killing and completion fluids |
RU2744224C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells |
RU2802773C1 (en) * | 2022-10-21 | 2023-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Heavy process fluid based on chlorides, composition and method for its preparation, method for killing wells with heavy process fluid |
RU2813763C1 (en) * | 2022-10-21 | 2024-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Heavy process fluid, composition and method for its preparation, method of killing wells with heavy process fluid |
RU2817459C1 (en) * | 2023-07-10 | 2024-04-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Heavy process fluid, composition and method for its preparation, method of well killing with heavy process fluid |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11268005B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
de Morais et al. | Effect of pH on the efficiency of sodium hexametaphosphate as calcium carbonate scale inhibitor at high temperature and high pressure | |
RU2365612C1 (en) | Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells | |
Al-Muntasheri et al. | A rheological investigation of a high temperature organic gel used for water shut-off treatments | |
Mahmoud et al. | Evaluation of a new environmentally friendly chelating agent for high-temperature applications | |
JP7277437B2 (en) | Enhanced high temperature bridging fracturing fluid | |
DK2737002T3 (en) | BELL SERVICE FLUID AND METHOD OF SERVICING A BELL WITH THE FLUID | |
US20120295820A1 (en) | Management of corrosion in phosphate brines | |
MX2012014187A (en) | Foaming composition with wettability modifying and corrosion inhibitory properties for high temperature and ultra-high salinity. | |
BRPI0707688A2 (en) | high temperature filtration control using water-based drilling fluid systems comprising water-soluble polymers | |
BR112014003446B1 (en) | CELLULOSE PRODUCTS AND METHOD OF USE OF THOSE PRODUCTS | |
WO2015200241A1 (en) | Methods of inhibiting salt precipitation and corrosion | |
RU2581859C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole formation zone | |
RU2291181C1 (en) | COMPOSITION FOR PREPARING SOLID PHASE-FREE PROCESS FLUIDS (DENSITY UP TO 1600 kg/m3) DESIGNED FOR COMPLETING AND REPAIRING OIL AND GAS WELLS | |
RU2423405C1 (en) | Composition for preparing high-density non-solid phase process liquids | |
RU2492207C1 (en) | Drilling mud | |
RU2519019C1 (en) | Composition for preparation of heavy process liquid for completion and repair of oil and gas wells | |
EP3031796B1 (en) | Hydroxypropyl betaine based zwitterionic geminal liquids, obtaining process and use as wettability modifiers with inhibitory/dispersants properties of asphaltenes | |
AU2017200953C1 (en) | High density aqueous well fluids | |
RU2744224C1 (en) | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells | |
RU2427604C1 (en) | COMPOSITION FOR PREPARATION OF PROCESS LIQUIDS WITHOUT SOLID PHASE OF DENSITY TO 1,60 g/m3 | |
RU2630007C2 (en) | Liquid for oil and gas wells control and cleanout | |
RU2824107C1 (en) | Acid composition for treatment of borehole zone of carbonate formation | |
RU2737753C1 (en) | Well killing fluid | |
WO2002099248A1 (en) | Thermal extenders for well fluid applications |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20091209 |