RU2659046C1 - Способ глушения нефтяных и газовых скважин - Google Patents
Способ глушения нефтяных и газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2659046C1 RU2659046C1 RU2017129595A RU2017129595A RU2659046C1 RU 2659046 C1 RU2659046 C1 RU 2659046C1 RU 2017129595 A RU2017129595 A RU 2017129595A RU 2017129595 A RU2017129595 A RU 2017129595A RU 2659046 C1 RU2659046 C1 RU 2659046C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vol
- well
- oil
- volume
- diesel fuel
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 238000013016 damping Methods 0.000 title abstract 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 76
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 63
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 31
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 24
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 17
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 17
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 34
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 claims description 15
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 36
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 7
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 3
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 24
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 10
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 9
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 9
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 8
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 8
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 3
- 241000272470 Circus Species 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- -1 tertiary amine quaternary ammonium salt Chemical class 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- 101100535994 Caenorhabditis elegans tars-1 gene Proteins 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N benzyl chloride Chemical compound ClCC1=CC=CC=C1 KCXMKQUNVWSEMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073608 benzyl chloride Drugs 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N protonated dimethyl amine Natural products CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Chemical class [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/24—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing alkyl, ammonium or metal silicates; containing silica sols
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B33/00—Silicon; Compounds thereof
- C01B33/113—Silicon oxides; Hydrates thereof
- C01B33/12—Silica; Hydrates thereof, e.g. lepidoic silicic acid
- C01B33/14—Colloidal silica, e.g. dispersions, gels, sols
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01P—INDEXING SCHEME RELATING TO STRUCTURAL AND PHYSICAL ASPECTS OF SOLID INORGANIC COMPOUNDS
- C01P2004/00—Particle morphology
- C01P2004/60—Particles characterised by their size
- C01P2004/64—Nanometer sized, i.e. from 1-100 nanometer
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости. В качестве активной пачки используют эмульсионную систему, содержащую (об.%): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0,5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. При этом коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния может содержать, об.%: аморфный диоксид кремния - 30-32,5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марки «ИВВ-1» или «ЧАС-М» 1-2 об.%. В качестве эмульгатора может применяться композиция следующего состава (об.%): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0,7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин, высокая термостабильность и агрегативная устойчивость эмульсионной системы для глушения скважин, а также возможность регулировать поверхностно-активные свойства и вязкость эмульсионной системы в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик призабойной зоны пласта. 11 пр., 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин.
Под глушением понимается комплекс последовательных технологических операций, направленных на временное прекращение притока флюидов из пласта в скважину путем создания противодавления на пласт технологическими составами.
В настоящее время значительная часть нефтяных и газовых месторождений находится на стадии падающей добычи или завершающей стадии разработки. Естественный износ конструкций скважин и подземного оборудования приводит к сокращению межремонтных периодов, увеличению внеплановых ремонтов скважин и внедрению большого количества геолого-технических мероприятий, при проведении которых необходимо привлечение бригад текущего и капитального ремонта скважин для глушения скважин.
Согласно действующим требованиям по охране труда и технике безопасности при проведении ремонтных работ на нефтяных и газовых скважинах глушению подлежат скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых, согласно расчетам, сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
Опыт показывает, что во многих случаях после глушения скважины с применением технологических жидкостей на водной основе отмечается ухудшение фильтрационно-емкостных параметров призабойной зоны пласта (ПЗП), что в свою очередь оказывает отрицательное влияние на эффективность эксплуатации скважины.
Основными причинами ухудшения фильтрационно-емкостных параметров ПЗП являются:
- набухание глинистых компонентов пород-коллекторов в результате гидратации;
- блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей;
- образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия фильтратов и пластовых флюидов;
- закупоривание пор твердыми частицами, проникшими в пласт вместе с фильтратом;
- закупоривание пор осадками высокоминерализованных водных растворов в результате выпадения в поровых каналах солей в кристаллической форме;
- снижение фазовой проницаемости ПЗП для нефти в результате воздействия водных растворов на поверхность пород. Степень проявления этих процессов зависит от множества факторов, оказывающих влияние на пластовую систему, в том числе геолого-физических и литолого-фациальных условий пласта, физико-химических свойств пластовых флюидов, режима эксплуатации скважины, а также технологических условий глушения скважины.
Гидрофилизация поверхности поровых каналов, образование нерастворимых осадков и набухание глинистых частиц, содержащихся в ПЗП, являются одними из основных факторов, оказывающих негативное влияние на фильтрационно-емкостные параметры ПЗП в результате глушения скважины.
Для предотвращения негативного воздействия водных растворов на пластовую систему ПЗП при глушении скважин необходимо применять активные технологические составы в виде буферных пачек, которые обеспечивают сохранение или улучшение фильтрационно-емкостных свойств ПЗП и снижение фазовой проницаемости горных пород по воде.
Активные составы, применяемые в качестве буферных пачек, предотвращают взаимодействие водных растворов солей с пластовой системой ПЗП. Способность активных составов гидрофобизировать поверхность горных пород обеспечивает снижение обводненности продукции скважин и сокращение длительности технологических операций по освоению и выводу скважины на технологический режим.
Из патента US 2016/0017204 (МПК C09K 8/36, C09K 8/42, C09K 8/584, C09K 8/60, Е21В 43/16, опубликован 21.01.2016) известен способ приготовления эмульсии для обработки нефтяных и газовых скважин. Эмульсия содержит нефть, множество гидрофобных наночастиц двуокиси кремния, водный раствор соли. Недостатком способа является то, что эмульсия может содержать водную фазу в интервалах от 1 до 95% об., что является нецелесообразным технологически, т.к. при содержании водной фазы более 85% об. эмульсия характеризуется высокой динамической вязкостью и повышенным предельным напряжением сдвига. Повышенные вязкостные характеристики эмульсии приводят к отказу насосных агрегатов при закачке и аварийным ситуациям, связанным с превышением допустимого давления закачки на технологической линии. Также снижение объемного водосодержания в эмульсии ниже 65% об. приведет к расслоению эмульсии на составляющие фазы, т.е. потере стабильности системы и потере технологических свойств.
Из патента US 2017/088762 А1 (МПК C09K 8/05, C09K 8/42, C09K 8/57, Е21В 21/00, Е21В 33/13, опубликован 30.03.2017) известен способ приготовления солевого раствора на водной основе с содержанием наночастиц двуокиси кремния. Способ направлен на снижение температуры кристализации солей в водных растворах высокой плотности, которые применяются при бурении и заканчивании нефтяных и газовых скважин. Недостатком способа является то, что применение солевых растворов на водной основе с высокой плотностью при первичном вскрытии нефтегазоносных пластов негативно влияет на фазовую проницаемость пласта по нефти и газу. Способ не предусматривает предотвращение контакта технологических составов на водной основе с нефтегазонасыщенной пористой средой.
Из патента WO 2016/196332 А1 (МПК C09K 8/05, C09K 8/48, C09K 8/504, опубликован 08.12.2016) известен способ приготовления солевого раствора на водной основе с содержанием наночастиц различных минералов. Способ направлен на снижение температуры кристализации солей в водных растворах высокой плотности, которые применяются при бурении и заканчивании нефтяных и газовых скважин. Способ предусматривает применение водного раствора высокой плотности с содержанием наночастиц различных минералов в качестве внутренней фазы эмульсии. Недостатком способа является то, что применение в эмульсии водной составляющей с высокой плотностью приведет к увеличению плотности эмульсии, что является отрицательным фактором при прохождении поглощающих интервалов в процессе бурения и заканчивании скважин, т.к. приводит к поглощению эмульсии принимающими интервалами и потере контроля процесса бурения.
Из а.с. СССР №1629501 (МПК Е21В 43/12, C09K 7/06, опубликовано 23.02.1991) известен способ глушения скважины. Способ предусматривает последовательную закачку в призабойную зону пласта трех композиций - водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), инвертной эмульсии и жидкости глушения. Недостатком способа является то, что в способе не предусмотрено предотвращение взаимодействия растворов на водной основе с пластовой системой. При закачке водного раствора в призабойную зону пласта, несмотря на наличие ПАВ в его составе, фазой, взаимодействующей с нефтегазонасыщенной пористой средой, будет являться вода. В связи с этим, последующая закачка пачки инвертной эмульсии не выполнит функцию активной пачки, а лишь ограничит проникновение следующей пачки водного раствора в призабойную зону пласта.
Из патента РФ №2348799 (МПК Е21В 43/12, C09K 8/42, опубликован 10.03.2009) известен способ глушения газовых скважин, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта трех композиций - жидкости глушения, жидкости блокирования и продавочной жидкости. При этом в качестве жидкости блокирования используют дизельное топливо или конденсат, эмульгатор, мел с асбестом, и водный раствор хлористого кальция. Недостатком способа является то, что после глушения скважины композицией с мелом, асбестом и карбоксиметилцеллюлозой необходимо проводить дополнительное геолого-техническое мероприятие - кислотную обработку, которая направлена на очистку призабойной зоны пласта от мела и асбеста.
Из патента РФ №2184839 (МПК Е21В 43/12, опубликован 10.07.2002) известен способ приготовления композиции для глушения скважин. Композиция содержит дизельное топливо или нефть, эмульгатор, гидрофобный химически модифицированный кремнезем и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Недостатком способа является то, что добавка химически модифицированного кремнезема не изменяет фазовую проницаемость поверхности поровых каналов, а лишь увеличивает стабильность эмульсионно-суспензионной системы.
Из патента РФ №2357997 (МПК C09K 8/42, опубликован 10.06.2009) известен способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин. Блокирующая жидкость содержит дизельное топливо или нефть, эмульгатор, органофильную глину, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия, регулятор фильтрации и гидрофобизатор АБР. Недостатком способа является наличие в композиции частиц органофильной глины и мела, т.к. данные твердые частицы полностью нерастворимы в воде или углеводородах и будут являться кольматантами поровых каналов, снижая проницаемость горных пород.
Из патента WO 2017058492 (МПК C09K 8/36, опубликован 06.04.2017) известен способ приготовления композиции для глушения скважин. Композиция содержит дизельное топливо или нефть, твердые частицы гидрофобного коллоидной двуокиси кремния, органофильную глину, бентонит или другие глинистые частицы и солевой раствор. Недостатком способа является наличие в композиции твердых частиц органофильной глины, бентонита, которые снижают проницаемость горных пород призабойной зоны пласта и негативно влияют на фазовую проницаемость горных пород по нефти.
Из патента РФ №2279462 (МПК C09K 8/42, опубликован 10.07.2006) известен способ приготовления композиции для глушения скважин, содержащей углеводороды, эмульгатор, эмульсию полимера, высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Недостатком способа является наличие в составе композиции эмульсии полимера (до 5% об.), который не растворяется в пластовых условиях и является синтетическим кольматантом пористой среды.
Для решения указанных проблем разработки нефтяных и газовых месторождений предлагается способ глушения нефтяных и газовых скважин, основанный на последовательной закачке в ПЗП эмульсионной системы (ЭС) с содержанием коллоидного раствора гидрофобных наночастиц двуокиси кремния и водного раствора хлористого кальция или хлористого калия с содержанием гидрофобизатора 1-2% об.
Сущность изобретения заключается в том, что способ глушения нефтяных и газовых скважин включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве активной пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0,5-1, и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, а в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марок «ИВВ-1» или «ЧАС-М» 1-2% об. При этом коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния может содержать, % об.: аморфную двуокись кремния - 30-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное. В качестве эмульгатора может применяться композиция следующего состава (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное. При этом в качестве высокомолекулярного органического термостабилизатора используют суспензию извести или бентонита в дизельном топливе (% об.): дизельное топливо - 45, известь или бентонит -55%.
Гидрофобизатор «ИВВ-1» выпускается по ТУ 2482-111-56856807-2016 и представляет собой смесь алкилдиметилбензиламоний хлорида и четвертичной аммониевой соли третичного амина, получаемый путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида.
Гидрофобизатор «ЧАС-М» выпускается по ТУ 20.41.20-125-56856807-2017 и представляет собой водно-спиртовой раствор четвертичных аммониевых солей алкилдиметиламина.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин, высокая термостабильность и агрегативная устойчивость эмульсионной системы для глушения скважин, а также возможность регулировать поверхностно-активные свойства и вязкость эмульсионной системы в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик призабойной зоны пласта.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведена таблица, показывающая технику и оборудование для приготовления и закачки активной пачки.
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности ЭС с плотностью водной составляющей 1200 кг/м3.
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерения плотности ЭС с плотностью водной составляющей 1100 кг/м3.
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости (электростабильности) ЭС с плотностью водной составляющей 1200 кг/м3.
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости ЭС с плотностью водной составляющей 1200 кг/м3.
Применение ЭС с содержанием коллоидного раствора гидрофобных наночастиц двуокиси кремния в качестве активной пачки исключает негативные факторы, которые могут быть вызваны применением традиционного способа глушения скважин водными растворами.
Предлагаемая в изобретении ЭС в виде активной пачки (АП) предотвращает взаимодействие жидкости глушения на водной основе с пластовой системой ПЗП в ходе глушения скважины. При фильтрации ЭС в поровые каналы и трещины ПЗП происходит их гидрофобизация, которая приводит к снижению скорости пропитки горной породы технологическими жидкостями на водной основе при глушении, а также в ходе освоения, вывода на режим и эксплуатации скважины.
Содержание в ЭС коллоидного раствора гидрофобных наночастиц двуокиси кремния обеспечивает:
- возможность регулирования реологических свойств ЭС в широком диапазоне путем изменения объемного содержания коллоидного раствора наночастиц в системе;
- двукратное увеличение стабильности ЭС;
- изменение краевого угла избирательной смачиваемости горных пород, достигаемое за счет поверхностной активности наночастиц.
При движении ЭС в пористой среде ее эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в системе и скорости ее фильтрации в пористой среде, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это приводит к тому, что при движении ЭС в пористой среде происходит саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации в глубь ПЗП. Эти физические свойства ЭС позволяют сформировать цельный экран в ПЗП, который преимущественно проникает в наиболее проницаемые работающие интервалы ПЗП.
Изобретение обеспечивает повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин.
Приготовление активной пачки
Приготовление АП производится на установке приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» (миксер с мешалкой и внешним центробежным насосом). Необходимое оборудование для приготовления и закачки активной пачки в скважину представлено в таблице на фиг. 1.
В емкость для приготовления АП набирается дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30% об. Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3% об., коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0,5-1% об. и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
В качестве эмульгатора может применяться композиция следующего состава (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.
В качестве коллоидного раствора гидрофобных наночастиц двуокиси кремния может применяться композиция, содержащая, % об.: аморфная двуокись кремния - 30-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное.
Ввод составляющих АП в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга.
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными мешалками, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания стабильных свойств АП рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств АП зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма, близкая к цилиндрической).
Контроль качества приготовления АП
Контроль проводится путем проверки седиментационной устойчивости АП. Тест считается положительным, если при выдержке АП при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение водной фазы не более 2% от всего объема ЭС.
Расчет объема активной пачки
Объем АП (V), м3 определяется объемами вскрытого интервала перфорации, зумпфа скважины и запаса безопасности, по формуле
где
hтз - уровень текущего забоя, м;
hвд _ уровень верхней отметки интервала перфорации, м;
hзап - уровень безопасного запаса, м (при эксплуатационной колонне глубиной менее 500 м ≈ 25 метров);
Vуд - удельный внутренний объем обсадной колонны, м3 на 1 п. метр;
0,0007 - коэффициент расхода АП на смачивание стенок труб;
hсп - глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб (НКТ);
Vпродавки - объем продавки АП в пласт, м3.
Объем продавки АП В пласт Vпродавки определяют по формуле
где
hвскр - вскрытый интервал перфорации, м;
Ka - коэффициент аномальности, причем Ka=Pпластовое/Pгидростатическое, где Pпластовое - пластовое давление, Ргидростатическое - гидростатическое давление.
Критерии расчета уровня безопасного запаса hзап - верхней границы установки АП (при эксплуатационной колонне глубиной более 500 м):
При наличии подвески электроцентробежного насоса (ЭЦН), АП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации, но ниже приема насоса на 50 м:
где
hвд - уровень верхних перфорационных отверстий, м;
hтек.заб. - уровень текущего забоя, м.
При наличии пакерного устройства, АП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера:
где
hпак - уровень установки пакерного устройства, м;
hтек.заб. - уровень текущего забоя, м.
При применении гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) с пакерным устройством, АП устанавливается от текущего забоя до интервала установки пакера аналогично формуле 4.
При применении ГНКТ без пакера, АП устанавливается от забоя до интервала, находящегося на 50 м выше верхних отверстий перфорации:
где
hвд - уровень верхних дыр перфорации, м;
hтек.заб. - уровень текущего забоя, м.
Избыток объема АП на смачивание стенок определяется исходя из минимальной нормы в 1 м3 на скважину, расчетный расход АП на смачивание составляет 0,7 дм3/1 метр спущенных труб. Верхняя граница установки АП должна быть не менее чем на 50 м ниже приема спущенного глубиннонасосного оборудования (ГНО) для обеспечения циркуляции при уравновешивании скважины в процессе глушения.
Установка активной пачки
Установку АП проводят стандартными методами: «прямой закачки» или «обратной закачки» в зависимости от наличия, вида подземного оборудования скважины и конструктивных особенностей скважины. Предпочтительным является метод «обратной закачки» через кольцевое межтрубное пространство.
Не рекомендуется производить глушение «прямой закачкой» при наличии спущенного электроцентробежного насоса (ЭЦН) или штангового глубинного насоса (ШГН) в связи с риском обрыва колонны с ростом давления при передавливании АП через отверстие сбивного клапана.
При наличии негерметичности эксплуатационной колонны возможным способом установки АП являет метод «прямой закачки» с ограничением максимально допустимого давления в 35 атм. на колонну НКТ с глубинно-насосным оборудованием (ГНО).
Эмульсионная система с данными составляющими не предназначена для глушения скважин с не герметичностью эксплуатационной колонны.
Установка АП прямой закачкой
1) Объем АП меньше объема НКТ
Первый этап - закачка АП в НКТ доводка до низа НКТ (подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке.
АП закачивают в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ и перемещают до низа НКТ (среза воронки) жидкостью глушения на циркуляции в объеме:
где
V(цирк) - объем жидкости глушения, закачиваемой при открытой затрубной задвижке, для перемещения АП до низа НКТ, м3;
V(НКТ) - внутренний объем НКТ, м3;
V(штанг) - водоизмещение штанг, м3; (при ЭЦН V(штанг)=0);
V(АП) - объем АП, м3.
Второй этап - продавка АП на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:
где
V(прод) - объем жидкости глушения, закачиваемой при закрытой затрубной задвижке (на продавку), м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Vк.(уд) - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм3/м,
h(НКТ) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
h(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;
V(АП) - объем АП, м3;
V(скв. под ГНО) - объем скважины под ГНО, м3;
1 - запас объема жидкости глушения на продавку АП в пласт, м3.
2) Объем АП больше объема НКТ
Первый этап - закачка АП в НКТ в объеме пустотного пространства НКТ (до подвески насоса) на циркуляции при открытой затрубной задвижке на перемещение.
где
V(АП-цирк) - объем АП, закачиваемой при открытой затрубной задвижке, м3;
V(НКТ) - внутренний объем НКТ, м3;
V(штанг) - водоизмещение штанг, м3; (при ЭЦН V(штанг)=0).
Второй этап - закачка в НКТ оставшегося объема АП и ее продавка на забой при закрытой затрубной задвижке жидкостью глушения в объеме:
где
V(прод) - объем жидкости глушения, закачиваемой на продавку при закрытой затрубной задвижке, м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Vк.(уд) - удельный внутренний объем обсадной колонны под ГНО, дм3/м;
h(НКТ) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
h(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;
VНКТ(уд.) - удельный внутренний объем НКТ, дм3/м;
V(штанг) - водоизмещение штанг, м3; (при ЭЦН V(штанг)=0);
V(АП) - объем АП, м3;
V(скв. под ГНО) - объем скважины под ГНО, м3;
V(НКТ) - внутренний объем НКТ, м3;
1 - запас объема жидкости глушения на продавку АП в пласт, м3.
При продавке АП на забой скважины при глушении методом прямой закачки рекомендуется не превышать предельное давление на подвеску насоса, давление опрессовки колонны и кабельного ввода (как правило, максимально до 60 атм.).
После установки АП на забое скважины операция глушения заканчивается замещением затрубного объема скважинной жидкости расчетным объемом жидкости глушения:
где
V(замещ.) - объем жидкости глушения закачиваемой в НКТ на циркуляции для замещения затрубной жидкости, м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Vзатруб.(уд) - удельный объем затрубного пространства, дм3/м;
h(НКТ) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
1,5 - запас жидкости глушения для полноценной промывки с выходом чистого раствора глушения на устье скважины.
Установка АП при глушении обратной закачкой
Первый этап - закачка АП в затрубное пространство и доводка до низа НКТ (или до подвески насоса) на циркуляции при открытой задвижке НКТ на перемещение жидкостью глушения в объеме.
где
V(цирк) - объем жидкости глушения, закачиваемой при открытой задвижке НКТ, м3;
V(затр.) - объем затрубного пространства до низа НКТ или до подвески насоса, м3;
V(АП) - объем АП, м3.
Второй этап - продавка АП при закрытой задвижке НКТ жидкостью глушения в объеме:
где:
V(прод) - объем жидкости глушения, закачиваемой на продавку при закрытой задвижке НКТ, м3;
0,001 - коэффициент перерасчета дм3(л) в м3;
Vзатр..(yд) - удельный внутренний объем затрубного пространства, дм3/м;
V(затр.) - объем затрубного пространства до низа НКТ или подвески насоса, м3;
h(НКТ) - глубина подвески насоса или НКТ, м;
h(тек.заб.) - глубина текущего забоя, м;
V(АП) - объем АП, м3;
V(скв.под ГНО) - объем скважины под ГНО, м3;
1 - запас объема жидкости глушения на продавку АП в пласт, м3.
При продавке АП к забою скважины методом обратной закачки рекомендуется не превышать давление опрессовки кабельного ввода (как правило, 80 атм.), давления опрессовки эксплуатационной колонны.
После установки АП скважину заполняют и промывают «до чистого» оставшийся объем (затрубный или трубный) водным раствором хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марок «ИВВ-1» или «ЧАС-М» - 1-2% об., закрывают трубную и затрубную задвижки, оставляют скважину на уравновешивание в течение 1 часа. После чего измеряют избыточное давление в затрубном и трубном пространстве и, при необходимости, уравновешивают. Стравливают избыточное давление через технологические трубки на желобную емкость.
АП считается установленной в заданном интервале при прокачке расчетного количества жидкости глушения на доставку по лифту (в режиме циркуляции), и продавке расчетного количества жидкости глушения при его установке на забой скважины (в режиме продавки). По окончании режима продавки, возможен рост устьевого давления на 15-20 атм. при посадке АП на забой.
Для предотвращения преждевременного выноса АП из ПЗП при проведении спускоподъемных операций на скважине, заглушенной с использованием АП, запрещается превышать предельную скорость подъема подземного скважинного оборудования.
Удаление активной пачки
Рекомендуется проводить удаление АП путем перевода скважины на нефть и вызовом притока флюидов в скважину. В случае отсутствия возможности перевода скважины на нефть, допускается проводить удаление АП путем перевода скважины на водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марок «ИВВ-1» или «ЧАС-М» - 1-2% об. и вызовом притока жидкости в скважину. Приток в скважину можно вызвать классическими методами освоения скважины. Не рекомендуется вызывать приток жидкости в скважину пуском ЭЦН. Остатки АП в каналах фильтрации углеводородов разрушаются самопроизвольно в ходе притока продукции скважины в течение первых суток.
Для удаления АП без вызова притока из пласта, необходимо произвести закачку нефти в интервал установки АП. Рекомендуемый расход нефти: объем 0,6-0,8 м3 на 1 м3 АП с продавкой в пласт.
Лабораторные исследования физических свойств ЭС
Для исследования физических свойств ЭС были подготовлены образцы с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры ЭС:
- Плотность;
- Агрегативная устойчивость;
- Термостабильность;
- Кинематическая вязкость.
После приготовления образцов ЭС производилась их выдержка не менее 2 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Исследование плотности ЭС
Результаты измерения плотности ЭС (пикнометрический метод) с плотностью водной составляющей - 1200 кг/м3 и 1100 кг/м3 представлены в таблицах на фиг. 2 и 3.
Исследование агрегативной устойчивости ЭС
Агрегативная устойчивость - это способность ЭС сохранять степень дисперсности внутренней фазы.
Оценку проводили по показателю электростабильности - измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения ЭС, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN.
Результаты измерения агрегативной устойчивости ЭС с плотностью водной составляющей - 1200 кг/м3 представлены в таблице на фиг. 4.
Исследование термостабильности ЭС
Измерение термостабильности ЭС проводили путем их выдержки в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 24 часов при заданном температурном режиме 80°С. Тест считался положительным (образец стабилен), если после 24 ч термостатирования из ЭС отделилось не более 2% об. воды или углеводородной фазы от общего объема ЭС. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.
Исследование кинематической вязкости ЭС
Результаты исследований кинематической вязкости ЭС с плотностью водной составляющей 1200 кг/м3 представлены в таблице на фиг. 5. Измерения проводились при температуре 20°С (погрешность измерения температуры ±0,1°С) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами ЭС перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1500 об/мин в течение 20 минут.
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭС подтвердили высокие технологические свойства разработанного состава. Особенно важными параметрами с точки зрения промышленного применения ЭС являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость, а также возможность регулировать вязкостные свойства ЭС, изменяя объемную долю составляющих компонентов в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик ПЗП.
Дополнительные материалы
Примеры осуществления способа
Пример 1
Осуществление способа в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 54%.
Провели подготовительные работы на скважине.
Остановили скважину, произвели ее разрядку, проверили исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. Проверили наличие циркуляции в скважине и приняли решение по варианту закачки технологических жидкостей - обратная закачка. Определили величину текущего пластового давления. Произвели расстановку техники для глушения согласно утвержденной схемы. Произвели обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1,5 раза, соблюдая меры безопасности. Нагнетательную линию оборудовали обратным клапаном.
По завершению подготовительных работ начали проведение технологических операций по глушению скважины.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 2 м3/метр перфорированной мощности пласта (м3/м) следующего состава, % об.: дизельное топливо - 15, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1100 кг/м3 - 82.5. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 58.8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 30, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 1.5.
На втором этапе произвели закачку в ПЗП водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (1% масс.) плотностью 1085 кг/м3 в объеме 34 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 48%, среднее после трех месяцев работы скважины - 51%.
Пример 2
Здесь и далее подготовительные работы производились в соответствие с порядком, указанным в примере 1.
Осуществление способа прямой закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 78%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 1.7 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 16, эмульгатор - 2.3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.7, водный раствор хлористого калия плотностью 1100 кг/м3 - 81. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.7, дизельное топливо (летнее) - 57.4. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 30.5% об., монометиловый эфир пропиленгликоля - 69% об., вода - 0.5% об.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (1% масс.) плотностью 1065 кг/м3 в объеме 27 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 70%, среднее после трех месяцев работы скважины -73%.
Пример 3
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 47%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 3.3 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 20, эмульгатор 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 76.5. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.8, дизельное топливо (летнее) - 56.2. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого кальция с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% об.) плотностью 1140 кг/м3 в объеме 38 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 39%, среднее после трех месяцев работы скважины - 42%.
Пример 4
Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 4 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 25, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1100 кг/м3 - 71.5% об. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42% об., окись амина - 1% об., высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1% об., дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% об.) плотностью 1085 кг/м3 в объеме 40 м3.
Пример 5
Осуществление способа прямой закачкой в газовой скважине. Скважина была заглушена в один цикл без осложнений.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 4.5 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 27, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1110 кг/м3 - 69. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42% об., окись амина - 1% об., высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1% об., дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (2% масс.) плотностью 1090 кг/м3 в объеме 36 м3.
Пример 6
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 39%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 2 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 66. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% масс.) плотностью 1130 кг/м3 в объеме 41 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 35%, среднее после трех месяцев работы скважины -37%.
Пример 7
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 65%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 3.6 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 66. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40% об., окись амина - 0.7% об., высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.5% об., дизельное топливо (зимнее) - 58.8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 30.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, вода - 1.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% масс.) плотностью 1160 кг/м3 в объеме 46 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 59%, среднее после трех месяцев работы скважины -57%.
Пример 8
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 32%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 2.7 м3/м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 30, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1160 кг/м3 - 66. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 58.8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ИВВ-1 (2% масс.) плотностью 1100 кг/м3 в объеме 44 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 28%, среднее после трех месяцев работы скважины - 26%.
Пример 9
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 41%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 3,1 м3/м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 27, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1130 кг/м3 - 69.7. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 42.2. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 30% об., монометиловый эфир пропиленгликоля - 69% об., вода - 1.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (1.5% масс.) плотностью 1100 кг/м3 в объеме 47 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 35%, среднее после трех месяцев работы скважины - 33%.
Пример 10
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 53%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 4 м3/м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 72. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 58.8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 31.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, вода - 0.5. На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (1.5% масс.) плотностью 1180 кг/м3 в объеме 42 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 50%, среднее после трех месяцев работы скважины - 48%.
Пример 11
Осуществление способа обратной закачкой в нефтяной скважине. Показатель обводненности до глушения скважины - 77%.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП ЭС в объеме 3.3 м3/м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.7, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 71.8. При этом эмульгатор содержит (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.8, дизельное топливо (зимнее) - 56.3. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% об.): аморфная двуокись кремния - 32% об., монометиловый эфир пропиленгликоля - 67.5% об., вода - 0.5.
На втором этапе произвели закачку в скважину водного раствора хлористого калия с содержанием гидрофобизатора ЧАС-М (1% масс.) плотностью 1150 кг/м3 в объеме 36 м3.
Скважина была заглушена в один цикл без осложнений. Показатель обводненности после вывода скважины на режим - 73%, среднее после трех месяцев работы скважины - 71%.
Claims (3)
- Способ глушения нефтяных и газовых скважин, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве активной пачки используют эмульсионную систему, содержащую (об.%):
-
дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти 15-30 эмульгатор 2-3 коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния 0,5-1 водный раствор хлористого кальция или хлористого калия остальное, - при этом указанный эмульгатор содержит (об.%): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0,7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1, дизельное топливо – остальное, указанный коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния содержит (об.%): аморфную двуокись кремния - 31-32,5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода – остальное, а в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марки «ИВВ-1» или «ЧАС-М» 1-2 об.%.
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017129595A RU2659046C1 (ru) | 2017-08-21 | 2017-08-21 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
| PCT/RU2018/050103 WO2019039974A1 (ru) | 2017-08-21 | 2018-08-23 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
| EA202090358A EA202090358A1 (ru) | 2017-08-21 | 2018-08-23 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
| MYPI2020000892A MY194079A (en) | 2017-08-21 | 2018-08-23 | Method for killing oil and gas wells |
| US16/639,601 US11414953B2 (en) | 2017-08-21 | 2018-08-23 | Method for killing oil and gas wells |
| CA3073489A CA3073489C (en) | 2017-08-21 | 2018-08-23 | Method for killing oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017129595A RU2659046C1 (ru) | 2017-08-21 | 2017-08-21 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2659046C1 true RU2659046C1 (ru) | 2018-06-27 |
Family
ID=62712681
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017129595A RU2659046C1 (ru) | 2017-08-21 | 2017-08-21 | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11414953B2 (ru) |
| CA (1) | CA3073489C (ru) |
| EA (1) | EA202090358A1 (ru) |
| MY (1) | MY194079A (ru) |
| RU (1) | RU2659046C1 (ru) |
| WO (1) | WO2019039974A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717498C1 (ru) * | 2019-07-29 | 2020-03-24 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин |
| US20220213374A1 (en) * | 2015-09-30 | 2022-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | High density brine with low crystallization temperature |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2728168C9 (ru) * | 2020-01-21 | 2020-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин |
| RU2742168C1 (ru) * | 2020-03-25 | 2021-02-02 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
| CN113024745A (zh) * | 2021-03-12 | 2021-06-25 | 四川艾能捷科技有限公司 | 一种油气藏压裂用的聚合物乳液及其制备方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1629501A1 (ru) * | 1988-06-15 | 1991-02-23 | Уренгойское Производственное Объединение По Добыче Газа Им.С.А.Оруджева | Способ глушени скважины |
| RU2047745C1 (ru) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Способ глушения скважин |
| RU2184839C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Состав для глушения скважин |
| RU2279462C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
| RU2348799C1 (ru) * | 2007-07-23 | 2009-03-10 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" | Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины |
| RU2357997C1 (ru) * | 2007-11-19 | 2009-06-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Блокирующая жидкость "жг-иэр-т" |
| RU2441975C1 (ru) * | 2010-06-28 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин |
| WO2017058492A1 (en) * | 2015-09-29 | 2017-04-06 | Cabot Specialty Fluids, Inc. | Low solids oil based well fluid with particle-stabilized emulsion |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3060210A (en) * | 1960-05-12 | 1962-10-23 | Petrolite Corp | Polyaminomethyl phenols |
| RU2257462C1 (ru) * | 2004-10-21 | 2005-07-27 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ изоляции зоны осложнения в скважине и пакер |
| WO2016011284A2 (en) | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
| US11149180B2 (en) | 2015-09-30 | 2021-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | High density brine with low crystallization temperature |
| RU2700851C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
-
2017
- 2017-08-21 RU RU2017129595A patent/RU2659046C1/ru active
-
2018
- 2018-08-23 CA CA3073489A patent/CA3073489C/en active Active
- 2018-08-23 WO PCT/RU2018/050103 patent/WO2019039974A1/ru active Application Filing
- 2018-08-23 MY MYPI2020000892A patent/MY194079A/en unknown
- 2018-08-23 US US16/639,601 patent/US11414953B2/en active Active
- 2018-08-23 EA EA202090358A patent/EA202090358A1/ru unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1629501A1 (ru) * | 1988-06-15 | 1991-02-23 | Уренгойское Производственное Объединение По Добыче Газа Им.С.А.Оруджева | Способ глушени скважины |
| RU2047745C1 (ru) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Способ глушения скважин |
| RU2184839C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Состав для глушения скважин |
| RU2279462C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
| RU2348799C1 (ru) * | 2007-07-23 | 2009-03-10 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" | Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины |
| RU2357997C1 (ru) * | 2007-11-19 | 2009-06-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Блокирующая жидкость "жг-иэр-т" |
| RU2441975C1 (ru) * | 2010-06-28 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин |
| WO2017058492A1 (en) * | 2015-09-29 | 2017-04-06 | Cabot Specialty Fluids, Inc. | Low solids oil based well fluid with particle-stabilized emulsion |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20220213374A1 (en) * | 2015-09-30 | 2022-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | High density brine with low crystallization temperature |
| US11667826B2 (en) * | 2015-09-30 | 2023-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | High density brine with low crystallization temperature |
| RU2717498C1 (ru) * | 2019-07-29 | 2020-03-24 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA202090358A1 (ru) | 2020-07-24 |
| MY194079A (en) | 2022-11-11 |
| CA3073489A1 (en) | 2019-02-28 |
| WO2019039974A1 (ru) | 2019-02-28 |
| CA3073489C (en) | 2022-01-25 |
| US11414953B2 (en) | 2022-08-16 |
| US20210017832A1 (en) | 2021-01-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2659046C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2662720C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) | |
| US11162023B2 (en) | Method for treatment of bottomhole formation zone | |
| US11261718B2 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production | |
| RU2670307C1 (ru) | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин | |
| NO20160420A1 (en) | Volatile Surfactant Treatment for Subterranean Formations | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CA3082474C (en) | Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells | |
| RU2662721C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| EA040038B1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2754552C1 (ru) | Способ глушения добывающей скважины (варианты) | |
| JP7404549B2 (ja) | 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法 | |
| Shakhverdiev et al. | Rheochemical Technologies to Improve Oil Recovery and Stimulate Oil Production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20181210 |