RU2470060C1 - Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин - Google Patents
Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2470060C1 RU2470060C1 RU2011132545/03A RU2011132545A RU2470060C1 RU 2470060 C1 RU2470060 C1 RU 2470060C1 RU 2011132545/03 A RU2011132545/03 A RU 2011132545/03A RU 2011132545 A RU2011132545 A RU 2011132545A RU 2470060 C1 RU2470060 C1 RU 2470060C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- sodium
- calcium
- density
- components
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин, содержащая смесь минеральных солей, в том числе соль натрия, в качестве соли натрия содержит натрий азотнокислый, а в качестве второй соли смеси содержит аммоний азотнокислый, в соотношении к натрию азотнокислому от 1:1 до 1:2. Причем дополнительно она может содержать тиосульфат натрия в количестве от 5 до 33,3 мас.% смеси всех компонентов или уротропин, или моноэтаноламин, или тиосульфат натрия в количестве от 0,5 до 0,7 мас.% смеси всех компонентов, а также натрий хлористый в количестве от 5,5 до 6,4 мас.% смеси всех компонентов. Технический результат - возможность приготовления технологических растворов плотностью не менее 1,35 г/см3 из недефицитных материалов для скважин с повышенным пластовым давлением и с различными геолого-техническими показателями, при этом температура кристаллизации жидкости достигает минус 35°C, что позволяет готовить и использовать ее в условиях Севера. 3 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин с повышенным пластовым давлением перед проведением капитального ремонта при низких климатических температурах.
В основных нефтедобывающих районах страны в настоящее время для глушения скважин часто требуются технологические жидкости плотностью 1,35 г/см3 и выше. В этом интервале плотности широко применяются водные растворы на основе хлористого кальция (см. Рябоконь С.А., Вольтерс С.А., Сурков А.Б., Глушенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. - М.: ВНИОЭНГ, 1989. - Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело» 1).
Однако из-за высокого содержания ионов кальция такие растворы с пластовыми водами образуют нерастворимые осадки в продуктивной зоне пласта и солеотложения на внутрискважинном оборудовании, что значительно снижает проницаемость коллекторов и приводит к падению дебитов и сокращению работы скважин.
Решить проблему солеотложений можно путем замены кальциевых растворов глушения на бескальциевые в диапазоне плотностей от 1,17 до 1,35 г/см3. Наиболее широко применяется для глушения раствор на основе одной из наиболее дешевых, доступных, хорошо растворяющихся в воде природных солей - галлите (NaCl). Недостатком такой жидкости является невысокая плотность 1,17 г/см3 с температурой кристаллизации минус 21°C. Применяют также раствор на основе калийсодержащих отходов (хлоркалий - электролит), он хорошо совместим с пластовыми водами, обеспечивает снижение набухания глинистого цемента продуктивных пород. Плотность насыщенного раствора этой соли составляет 1,19 г/см3, температура кристаллизации раствора +2°C, что затрудняет его приготовление и применение в условиях низких температур. Кроме того, для глушения скважин применяют раствор бишофита (MgCl2). С использованием этой легко растворимой соли можно получить жидкость глушения плотностью 1,3 г/см3, однако раствор бишофита такой плотности имеет температуру кристаллизации около +3°C, что затрудняет его приготовление и применение в условиях Севера (см. Рябоконь С.А., Вольтере С.А., Сурков А.Б., Глущенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. - М.: ВНИОЭНГ, 1989. - Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело» 1).
Наиболее близким аналогом изобретения является основа бескальциевой жидкости глушения и заканчивания скважин, состоящая из смеси продуктов переработки сильвинит и карналлитовых руд и сухой смеси гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и поверхностно-активного вещества (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%: калий хлористый не менее 25, натрий хлористый не менее 40, магний хлористый не менее 4, нерастворимые вещества не более 2, сухая смесь гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и ПАВ не менее 0,055 (RU 2347797, C09K 8/42).
Однако на этой основе можно приготовить жидкость плотностью не выше 1,25-1,27 г/см3.
Задачей изобретения является разработка бескальциевой основы жидкости глушения плотностью не менее 1,35 г/см3, для использования при текущем и капитальном ремонте скважин с повышенным пластовым давлением. Основа должна состоять из недефицитных реагентов, легко приготавливаться в условиях Севера.
Поставленная задача достигается тем, что основа бескальциевой жидкости глушения скважин содержит смесь минеральных солей, в том числе соль натрия. Новым является то, что в качестве соли натрия основа содержит натрий азотнокислый, а в качестве второй соли смеси содержит аммоний азотнокислый в соотношении к натрию азотнокислому от 1:1 до 1:2.
В зависимости от геолого-технических условий скважины основа бескальциевой жидкости глушения может дополнительно содержать уротропин, или моноэтаноламин, или тиосульфат натрия в количестве от 0,5 до 0,7 мас.% смеси всех компонентов.
Основа бескальциевой жидкости глушения скважин может дополнительно содержать тиосульфат натрия в количестве от 5 до 33,3 мас.% смеси всех компонентов, что обеспечивает жидкости необходимую плотность, температуру кристаллизации до минус 35°C и одновременно предотвращает возможность возникновения коррозионных процессов, поскольку тиосульфат натрия является ингибитором коррозии.
Основа бескальциевой жидкости глушения скважин может дополнительно содержать натрий хлористый в количестве от 5,5 до 6,4 мас.% смеси всех компонентов, обеспечивая жидкости необходимую плотность и снижение температуры кристаллизации до минус 34°C, при одновременном удешевлении композиции.
Совокупность заявляемых компонентов основы в заявляемых соотношениях при их взаимодействии в процессе приготовлении жидкости глушения обеспечивает синергетический эффект в виде получения бескальциевой жидкости глушения с плотностью не менее 1,35 г/см3 и температурой кристаллизации, которая несвойственна компонентам основы в отдельности. Такой эффект объясняется тем, что при растворении смеси в воде в момент пересыщения раствора усиливаются связи между молекулами компонентов, увеличивая тем самым их взаимную растворимость, и с понижением температуры усиливается структурированность образовавшихся систем. Дополнительный ввод тиосульфата натрия или натрия хлористого в основу позволяет усилить связи между молекулами компонентов, что приводит к дополнительному понижению температуры.
Таким образом, техническим результатом использования заявляемой основы бескальциевой жидкости глушения скважин является возможность приготовления технологических растворов плотностью не менее 1,35 г/см3 из недефицитных материалов для скважин с повышенным пластовым давлением и с различными геолого-техническими показателями, при этом температура кристаллизации жидкости достигает минус 35°C, что позволяет готовить и использовать ее в условиях Севера.
Основу готовили путем смешивания сухих компонентов. Из приготовленной основы путем ее растворения в воде готовили технологическую жидкость и испытывали по известным методикам. Совместимость растворов, приготовленных из основы, проверяли путем смешения в равных объемных долях (1:1) с пластовыми водами Приобского, Ярайнерского, Вынгапуровского месторождений.
Результаты испытаний приведены в таблице.
Пример 1. В 304,0 мл воды на механической мешалке растворяли 371,5 г сухой смеси, содержащей 50% нитрата аммония, 50% нитрата натрия (соотношение 1:1). После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,351 г/см3 испытывали на коррозионную активность при температуре 100-120°C, кристаллизацию, совместимость с пластовыми водами, замеряли условную вязкость и рH.
Пример 2. В 318,5 мл воды на механической мешалке растворяли 359,0 г сухой смеси, содержащей 40% нитрата аммония и 60% нитрата натрия (соотношение 1:1,5). После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 3. В 307,0 мл воды на механической мешалке растворяли 371,5 г сухой смеси, содержащей 49,65% нитрата аммония, 49,65% нитрата натрия (соотношение 1:1), 0,7% уротропина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,357 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 4. В 304,9 мл воды на механической мешалке растворяли 372,6 г сухой смеси, содержащей 49,75% нитрата аммония, 49,75% нитрата натрия (соотношение 1:1), 0, 5% уротропина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 5. В 306,5 мл воды на механической мешалке растворяли 371,0 г сухой смеси, содержащей 49,65% нитрата аммония, 49,65% нитрата натрия (соотношение 1:1), 0,7% моноэтаноламина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 6. В 326,0 мл воды на механической мешалке растворяли 350,5 г сухой смеси, содержащей 39,8% нитрата аммония, 59,7% нитрата натрия (соотношение 1:1,5), 0,5% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,353 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 7. В 317,0 мл воды на механической мешалке растворяли 361,0 г сухой смеси, содержащей 39,8% нитрата аммония, 59,7% нитрата натрия (соотношение 1:1,5), 0,5% моноэтаноламина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,356 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 8. В 321,7 мл воды на механической мешалке растворяли 353,3 г сухой смеси, содержащей 39,7% нитрата аммония, 59,6% нитрата натрия (соотношение 1:1,5), 0,7% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,35 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 9. В 298,0 мл воды на механической мешалке растворяли 379,5 г сухой смеси, содержащей 47,5% нитрата аммония, 47,5% нитрата натрия (соотношение 1:1), 5% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 10. В 284,0 мл воды на механической мешалке растворяли 397,0 г сухой смеси, содержащей 33,3% нитрата аммония, 33.3% нитрата натрия (соотношение 1:1), 33,3% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,362 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 11. В 292,0 мл воды на механической мешалке растворяли 403,0 г сухой смеси, содержащей 22,2% нитрата аммония, 44,5% нитрата натрия (соотношение 1:2), 33,3% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,39 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 12. В 308,0 мл воды на механической мешалке растворяли 367,5 г сухой смеси, содержащей 47,25% нитрата аммония, 47,25% нитрата натрия (соотношение 1:1), 5,5% NaCl. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,351 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 13. В 308,0 мл воды на механической мешалке растворяли 367,5 г сухой смеси, содержащей 46,8% нитрата аммония, 46,8% нитрата натрия (соотношение 1:1), 6,4% NaCl. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,352 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 14. В 309,0 мл воды на механической мешалке растворяли 366,5 г сухой смеси, содержащей 46,45% нитрата аммония, 46,45% нитрата натрия (соотношение 1:1), 6,4% NaCl, 0,7% уротропина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,351 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 15. В 297,0 мл воды на механической мешалке растворяли 379,5 г сухой смеси, содержащей 47,0% нитрата аммония, 47,0% нитрата натрия (соотношение 1:1), 5,5% NaCl, 0,5% тиосульфата натрия. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,353 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
Пример 16. В 298,1 мл воды на механической мешалке растворяли 379,4 г сухой смеси, содержащей 47,0% нитрата аммония, 47,0% нитрата натрия (соотношение 1:1), 5,5% NaCl, 0,5% моноэтаноламина. После растворения смеси получившиеся 500 мл раствора плотностью 1,355 г/см3 испытывали аналогично примеру 1.
По данным, приведенным в таблице, можно отметить, что применение в качестве основы смеси минеральных солей натрия и аммония позволило получить бескальциевую жидкость для глушения скважин с повышенным пластовым давлением, плотностью не менее 1,35 г/см3. Понижение температуры кристаллизации до значений от минус 31°C, до минус 35°C является новым свойством композиции, поскольку кристаллизация составляющих компонентов: натрия азотнокислого плотностью 1,35 г/см3 происходит при минус 25°C, аммония азотнокислого плотностью 1,22 г/см3 - при минус 15°C, тиосульфата натрия плотностью 1,35 г/см3 - при минус 26°C. Введение в состав хлористого натрия снижает стоимость основы и позволяет снизить температуру кристаллизации жидкости до минус 34°C.
Применение растворов на заявляемой основе, не содержащей солей кальция, позволяет избежать образования нерастворимых осадков на подземном оборудовании, так как они совместимы с пластовыми флюидами любой степени минерализации и ионного состава и исключают необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
Растворы, приготовленные из заявленной основы, обладают пониженной коррозионной активностью, а введение ингибитора коррозии снижает ее до минимального уровня, что дает возможность применения изобретения для ремонта скважин с температурами от 100 до 120°C.
Claims (4)
1. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин, содержащая смесь минеральных солей, в том числе соль натрия, отличающаяся тем, что в качестве соли натрия содержит натрий азотнокислый, а в качестве второй соли смеси содержит аммоний азотнокислый в соотношении с натрием азотнокислому от 1:1 до 1:2.
2. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит тиосульфат натрия в количестве от 5 до 33,3 мас.% от смеси всех компонентов.
3. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит уротропин, или моноэтаноламин, или тиосульфат натрия в количестве от 0,5 до 0,7 мас.% от смеси всех компонентов.
4. Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин по п.1 или 3, отличающаяся тем, что дополнительно содержит натрий хлористый в количестве от 5,5 до 6,4 мас.% от смеси всех компонентов.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011132545/03A RU2470060C1 (ru) | 2011-08-02 | 2011-08-02 | Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011132545/03A RU2470060C1 (ru) | 2011-08-02 | 2011-08-02 | Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2470060C1 true RU2470060C1 (ru) | 2012-12-20 |
Family
ID=49256533
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011132545/03A RU2470060C1 (ru) | 2011-08-02 | 2011-08-02 | Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2470060C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2558072C1 (ru) * | 2014-05-27 | 2015-07-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Сухая смесь для приготовления жидкости глушения |
RU2582151C1 (ru) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2309176C2 (ru) * | 2005-10-10 | 2007-10-27 | Вера Викторовна Живаева | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин |
RU2347797C2 (ru) * | 2006-08-25 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Основа жидкости глушения и заканчивания скважин |
RU2387687C2 (ru) * | 2008-06-27 | 2010-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ "ПРАЙД" | Способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
RU2406745C1 (ru) * | 2009-08-10 | 2010-12-20 | Сергей Александрович Рябоконь | Состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
EP2325277A2 (en) * | 2004-12-14 | 2011-05-25 | M-I L.L.C. | High density brines for use in wellbore fluids |
-
2011
- 2011-08-02 RU RU2011132545/03A patent/RU2470060C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2325277A2 (en) * | 2004-12-14 | 2011-05-25 | M-I L.L.C. | High density brines for use in wellbore fluids |
RU2309176C2 (ru) * | 2005-10-10 | 2007-10-27 | Вера Викторовна Живаева | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин |
RU2347797C2 (ru) * | 2006-08-25 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Основа жидкости глушения и заканчивания скважин |
RU2387687C2 (ru) * | 2008-06-27 | 2010-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ "ПРАЙД" | Способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин |
RU2406745C1 (ru) * | 2009-08-10 | 2010-12-20 | Сергей Александрович Рябоконь | Состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2558072C1 (ru) * | 2014-05-27 | 2015-07-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Сухая смесь для приготовления жидкости глушения |
RU2582151C1 (ru) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Khormali et al. | Study of adsorption/desorption properties of a new scale inhibitor package to prevent calcium carbonate formation during water injection in oil reservoirs | |
AU2016222831B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
IL268834A (en) | High density aqueous well liquids | |
Almubarak et al. | Design and application of high-temperature raw-seawater-based fracturing fluids | |
CA3041060A1 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
EA025544B1 (ru) | Композиции поглотителя кислорода для растворов для заканчивания скважин | |
CN103748190A (zh) | 修井流体和用该流体修井的方法 | |
ITVA20100076A1 (it) | Inibitori di argille per l'industria petrolifera | |
AlMubarak et al. | Design and application of high temperature seawater based fracturing fluids in Saudi Arabia | |
Podoprigora et al. | Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content | |
RU2470060C1 (ru) | Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин | |
US20180010035A1 (en) | Secondary hydrocarbon-fluid recovery enhancement | |
RU2648379C1 (ru) | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С | |
WO2017165954A1 (en) | Using synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
RU2519019C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин | |
Jones et al. | Proppant behavior under simulated geothermal reservoir conditions | |
Xiong et al. | Hydraulic fracturing geochemical impact on fluid chemistry: comparing wolfcamp shale and Marcellus Shale | |
RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
CA2961777C (en) | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
Roostaie et al. | An experimental investigation of different formation waters and injection water incompatibility to obtain the optimum water mixing ratio in injection processes | |
Alkhowaildi et al. | A Comprehensive Review on the Characteristics, Challenges and Reuse Opportunities Associated with Produced Water in Fracturing Operations | |
CN105419761A (zh) | 一种阻止钙卤结垢的改性剂 | |
Gulomjon et al. | Development of effective compositions of thermal-salt-resistant composite chemicals using local and secondary materials | |
RU2601708C1 (ru) | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин |