RU2564706C1 - Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин - Google Patents
Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2564706C1 RU2564706C1 RU2014110144/03A RU2014110144A RU2564706C1 RU 2564706 C1 RU2564706 C1 RU 2564706C1 RU 2014110144/03 A RU2014110144/03 A RU 2014110144/03A RU 2014110144 A RU2014110144 A RU 2014110144A RU 2564706 C1 RU2564706 C1 RU 2564706C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- biopolymer
- biomix
- plus
- polysaccharide
- biocide
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин. Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя - биополимер «Биомикс Плюс» и дополнительно биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс. %: биоцид «Биолан» 0,001-0,010, биополимер «Биомикс Плюс» 0,3-1,5, хлорид кальция 0,0-35,0, нитрат кальция 0,0-60,0, пресная вода - остальное. Технический результат - повышение плотности, снижение фильтрации. 6 пр., 2 табл.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и консервации скважин и способам их приготовления и применения, к составам буровых растворов, жидкостей для перфорации и гравийной набивки, жидкостей для гидравлического разрыва пласта.
Известен состав [1] жидкости для глушения скважин (аналог), включающий поверхностно-активное вещество (ПАВ), хлористый калий, гидрокси-этилкарбоксиметилкрахмал, конденсированную сульфитноспиртовую барду, мел и воду при следующем соотношении компонентов, масс. %:
Поверхностно-активное вещество | 0,5 |
Хлористый калий | 5,0 |
Гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал | 3,0-4,0 |
Конденсированная сульфитноспиртовая барда | 0,5-1,0 |
Мел | 3,0 |
Вода | остальное |
Недостатком данного состава является использование твердой фазы (мела) в качестве понизителя фильтрации, который может кольматировать поровое пространство коллектора, а плотность состава ограничена плотностью хлорида калия (не может превышать 1150 кг/м3).
Известен состав [2] полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с три-этаноламином, в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды - основы геля, а также способ его приготовления, включающий растворение и гидратацию полисахаридного загустителя в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно растворами одновалентных катионов, с последующей обработкой полученного раствора полисахарида водным раствором, включающим борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Нефтенол ВВД (прототип).
Недостатком приведенного состава является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости глушения скважин с высоким пластовым давлением, т.к. его плотность ограничена плотностью насыщенного раствора хлорида калия (1150 кг/м3), из-за невозможности применения для его приготовления растворов солей с многовалентными катионами.
Изобретение направлено на создание состава жидкости глушения на полисахаридной основе, обладающего повышенной плотностью (до 1570 кг/м3), а также низкой фильтрацией, что предотвратит кольматацию коллектора и позволит легко освоить скважину после проведения в ней ремонтных работ.
Результат достигается использованием в качестве полисахаридного загустителя ксантанового полимера с добавкой гидроксипропилгуара (биополимер «Биомикс Плюс») и смеси неорганических солей.
Признаками изобретения «Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин и способ его приготовления» являются:
1. Минерализованная вода.
2. В качестве минерализованной воды используется раствор хлорида кальция.
3. В качестве минерализованной воды используется раствор нитрата кальция.
4. В качестве минерализованной воды используется раствор хлорида кальция и нитрата кальция.
5. Полисахаридный загуститель.
6. В качестве полисахаридного загустителя используется биополимер «Биомикс Плюс».
7. Биоцид.
8. В качестве биоцида используется биоцид «Биолан».
Признаки 1, 5 являются общими с прототипом, а признаки 2-4, 6-8 - существенными отличительными признаками изобретения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предлагается состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей и полисахаридный загуститель, при этом в качестве минеральных солей используется хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя применяется Биополимер «Биомикс Плюс», а дополнительно состав содержит Биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс. %:
Биоцид «Биолан» | 0,001-0,010 |
Полисахаридный загуститель | |
Биополимер «Биомикс Плюс» | 0,3-1,5 |
Хлорид кальция | 0,0-35,0 |
Нитрат кальция | 0,0-60,0 |
Пресная вода | остальное |
Для исследований использовались:
1. Вода пресная.
2. Минеральные соли:
- хлористый кальций, ГОСТ 450-77;
- нитрат кальция, ТУ У6-13441912.004-99;
- хлорид калия, ГОСТ 4568-95.
3. Полисахаридный загуститель:
- Биополимер «Биомикс Плюс», ТУ 2499-075-54651030-2010, представляющий собой ксантановый биополимер с добавкой гидроксипропилгуара.
4. Биоцид «Биолан», ТУ 2458-008-54651030-2005, представляющий собой водноспиртовый раствор продукта бромирования нитрила малоновой кислоты с массовой долей основного вещества в пределах 15-17%.
5. Сшиватель - тетраборат натрия десятиводный, ГОСТ 4199-76.
6. Диэтаноламин (ч), ТУ 6-09-2652-91.
7. Гидрофобизатор Нефтенол ГФ, ТУ 2484-035-17197708-97, представляющий собой водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида.
8. Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, ТУ 2483-015-17197708-97, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином.
Примеры приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости в лабораторных условиях:
Пример 1
Готовится 996,99 г минерализованной воды плотностью 1,5700 г/см3, из расчета 600,0 г (60,0 масс. %) Ca(NO3)2 в 396,99 г (39,699 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,01 г (0,001 масс. %) биоцида «Биолан» и 3,0 г (0,3 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».
Пример 2
Готовится 994,98 г минерализованной воды плотностью 1,2370 г/см3, из расчета 300,0 г (30,0 масс. %) Ca(NO3)2 в 694,98 г (69,498 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,02 г (0,002 масс. %) биоцида «Биолан» и 5,0 г (0,5 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».
Пример 3
Готовится 989,95 г минерализованной воды плотностью 1,4500 г/см3, из расчета 200,0 г (20,0 масс. %) CaCl2 и 300,0 г (30,0 масс. %) Ca(NO3)2 в 489,95 г (48,995 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,05 г (0,005 масс. %) биоцида «Биолан» и 10,0 г (1,0 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».
Пример 4
Готовится 992,97 г минерализованной воды плотностью 1,1530 г/см3, из расчета 175,0 г (17,5 масс. %) CaCl2 в 817,97 г (81,797 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,03 г (0,003 масс. %) биоцида «Биолан» и 7,0 г (0,7 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».
Пример 5
Готовится 984,9 г минерализованной воды плотностью 1,2700 г/см3, из расчета 350,0 г (35,0 масс. %) CaCl2 в 634,9 г (63,49 масс. %) пресной воды. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке одновременно вводится 0,1 г (0,01 масс. %) биоцида «Биолан» и 15,0 г (1,5 масс. %) биополимера «Биомикс Плюс», после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации биополимера «Биомикс Плюс».
Пример 6 (прототип)
Готовится 1150 г минерализованной воды плотностью 1,1500 г/см3, из расчета 255,3 г KCl на 894,7 г пресной воды.
В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке вводится 4,0 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, последовательно вводится 0,5 г гидрофобизатора Нефтенола ГФ, 0,2 г диэтаноламина и 0,4 г десятиводного тетрабората натрия в растворе глицерина, после чего полученный гель перемешивается еще в течение 1÷2 минут до полной сшивки.
Количество минеральных солей в составе определяется необходимой плотностью состава и максимальной растворимостью хлорида кальция, а в случае применения нитрата кальция вязкостью полученного раствора.
Количество биополимера «Биомикс Плюс» определяется необходимой вязкостью жидкости глушения.
Количество биоцида «Биолан» определяется способностью, в предлагаемом диапазоне концентраций, препятствовать бактериальному заражению состава.
На фильтр-прессе высокого давления и температуры (FANN) исследовалась фильтрация полученных составов при температуре 80°C и давлении 100 psi. Также исследовалась эффективная вязкость составов на вискозиметре Farm 35 при температурах 25°C и 80°C.
В таблице 2 представлены результаты проведенных исследований.
Из таблицы следует, что предлагаемый состав обладает более низкой фильтратоотдачей и более высокой эффективной вязкостью в сравнении с прототипом.
Для приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин в полевых условиях используется следующее нефтепромысловое оборудование:
- цементировочный агрегат ЦА-320 (1 шт. )*;
- ППУ;
- автоцистерна на 6-8 м3 (1 шт. )*;
- эжектор для введения реагентов.
*) Цементировочный агрегат и автоцистерну может заменить кислотник (агрегат СИН-32).
В случае, если для приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости используется хлорид кальция:
- в автоцистерну загружается приготовленный заранее на солерастворном узле раствор хлористого кальция необходимой плотности, раствор при помощи ППУ подогревается до 20-30°С, затем в него при перемешивании с помощью ЦА-320 через эжектор равномерно за один цикл перемешивания одновременно вводятся расчетные количества биоцида «Биолан», полисахаридного загустителя биополимер «Биомикс Плюс».
В случае, если для приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости за основу берется раствор нитрата кальция:
- в автоцистерну загружается приготовленный заранее на солерастворном узле раствор нитрата кальция необходимой плотности, раствор при помощи ППУ подогревается до 20-30°C, затем в него при перемешивании с помощью ЦА-320 через эжектор равномерно за один цикл перемешивания одновременно вводятся расчетные количества биоцида «Биолан» и полисахаридного загустителя биополимер «Биомикс Плюс».
В случае, если для приготовления утяжеленной полисахаридной жидкости используется хлорид и нитрат кальция:
- в автоцистерну загружается приготовленный заранее на солерастворном узле раствор хлористого кальция необходимой плотности, раствор при помощи ППУ подогревается до 20-30°С, затем в него при перемешивании с помощью ЦА-320 через эжектор равномерно за один цикл перемешивания одновременно вводятся расчетные количества биоцида «Биолан», полисахаридного загустителя биополимер «Биомикс Плюс» и нитрата кальция.
После введения реагентов полученный раствор тщательно перемешивается до однородности.
Возможно применять несколько вариантов глушения:
- с полной заменой скважинной жидкости на утяжеленную полисахаридную жидкость глушения;
- с заменой скважинной жидкости на утяжеленную полисахаридную жидкость глушения на 200-300 метров выше интервала перфорации, а выше - на пластовую, или минерализованную воду.
При полной замене жидкости на утяжеленную полисахаридную жидкость глушения технология глушения аналогична технологии с использованием водных систем и отличается тем, что не возникает поглощений продуктивным пластом. Поэтому расход утяжеленной полисахаридной жидкости глушения не превышает объем ствола скважины.
При комбинированной замене скважинной жидкости расход утяжеленной полисахаридной жидкости глушения в 3-4 раза меньше, чем при полной замене. Объем утяжеленной полисахаридной жидкости глушения определяется расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставлением стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м.
Необходимое условие данной технологии - плотность утяжеленной полисахаридной жидкости глушения должна превышать на 20-50 кг/м3 плотность основной жидкости глушения (солевого раствора).
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав жидкости повышенной плотности для глушения скважин и способ его приготовления.
Источники информации
1. Патент РФ №2183735, Е21В 43/12 - аналог.
2. Патент РФ №2173772, Е 21В 43/26 - прототип.
Claims (1)
- Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, отличающийся тем, что он содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя - биополимер «Биомикс Плюс» и дополнительно - биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс. %:
Биоцид «Биолан» 0,001-0,010 Полисахаридный загуститель - биополимер «Биомикс Плюс» 0,3-1,5 Хлорид кальция 0,0-35,0 Нитрат кальция 0,0-60,0 Пресная вода остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014110144/03A RU2564706C1 (ru) | 2014-03-18 | 2014-03-18 | Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014110144/03A RU2564706C1 (ru) | 2014-03-18 | 2014-03-18 | Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2564706C1 true RU2564706C1 (ru) | 2015-10-10 |
Family
ID=54289589
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014110144/03A RU2564706C1 (ru) | 2014-03-18 | 2014-03-18 | Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2564706C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2731965C1 (ru) * | 2019-09-09 | 2020-09-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5637556A (en) * | 1994-05-04 | 1997-06-10 | Institut Francais Du Petrole | Process and water-base fluid for controlling the dispersion of solids application to drilling |
RU2168531C1 (ru) * | 1999-11-09 | 2001-06-10 | Пеньков Александр Иванович | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
RU2173772C2 (ru) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта |
RU2183735C2 (ru) * | 2000-05-11 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Жидкость для глушения скважин |
RU2266394C1 (ru) * | 2004-06-07 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Пенообразующий состав для глушения скважин |
RU2345114C1 (ru) * | 2007-05-30 | 2009-01-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" ("ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Жидкость для глушения скважин |
RU2380391C1 (ru) * | 2008-12-08 | 2010-01-27 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта |
UA87175U (ru) * | 2013-08-06 | 2014-01-27 | Дочерняя Компания «Укргазодобыча» Национальной Акционерной Компании «Нефтегаз Украины» | Жидкость для глушения и капитального ремонта буровых скважин |
-
2014
- 2014-03-18 RU RU2014110144/03A patent/RU2564706C1/ru active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5637556A (en) * | 1994-05-04 | 1997-06-10 | Institut Francais Du Petrole | Process and water-base fluid for controlling the dispersion of solids application to drilling |
RU2173772C2 (ru) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта |
RU2168531C1 (ru) * | 1999-11-09 | 2001-06-10 | Пеньков Александр Иванович | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
RU2183735C2 (ru) * | 2000-05-11 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Жидкость для глушения скважин |
RU2266394C1 (ru) * | 2004-06-07 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Пенообразующий состав для глушения скважин |
RU2345114C1 (ru) * | 2007-05-30 | 2009-01-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" ("ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Жидкость для глушения скважин |
RU2380391C1 (ru) * | 2008-12-08 | 2010-01-27 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта |
UA87175U (ru) * | 2013-08-06 | 2014-01-27 | Дочерняя Компания «Укргазодобыча» Национальной Акционерной Компании «Нефтегаз Украины» | Жидкость для глушения и капитального ремонта буровых скважин |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2731965C1 (ru) * | 2019-09-09 | 2020-09-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE69700443T2 (de) | Verfahren zum Brechen von Flüssigkeiten mit erhöhter Viskosität | |
RU2432380C2 (ru) | Композиция и способ для загущения крепких водных рассолов | |
CN101993688B (zh) | 低伤害压裂液体系 | |
CA2828230C (en) | Composition and method for treating well bore in a subterranean formation with crosslinkers polymer fluids | |
DE69514402T2 (de) | Verfahren zur Spaltung von Flüssigkeiten mit erhöhter Viskosität in einer Bohrquelle | |
EA015579B1 (ru) | Способы обработки подземных пластов растворами, основанными на гетерополисахаридах | |
EA023956B1 (ru) | Полимерные микросферы в качестве разлагаемых добавок для снижения водоотдачи для нефтепромыслового применения | |
US10633581B2 (en) | Composition and method for improved treatment fluid | |
EA008796B1 (ru) | Полимерная сшивающая система | |
RU2014135517A (ru) | Способ замедления сшивания в операции обработки скважины | |
RU2601635C1 (ru) | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин | |
RU2564706C1 (ru) | Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин | |
RU2561630C2 (ru) | Биополимерный буровой раствор сбк-uni-drill-pro (hard) | |
RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
CN104403655A (zh) | 一种油田用新型压裂液及其制备方法 | |
RU2314331C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы | |
US10259994B2 (en) | Enhanced subterranean treatment fluids in ionic water or seawater | |
RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
RU2246609C2 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения скважин и способ его приготовления | |
US11518930B2 (en) | Methods and thermally stable aqueous borate-based cross-linking suspensions for treatment of subterranean formations | |
RU2365611C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения и промывки скважин и способ его приготовления | |
RU2644365C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2643394C1 (ru) | Состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин и способ его приготовления и применения |