RU2731965C1 - Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления - Google Patents
Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2731965C1 RU2731965C1 RU2019128330A RU2019128330A RU2731965C1 RU 2731965 C1 RU2731965 C1 RU 2731965C1 RU 2019128330 A RU2019128330 A RU 2019128330A RU 2019128330 A RU2019128330 A RU 2019128330A RU 2731965 C1 RU2731965 C1 RU 2731965C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- process fluid
- heavy process
- killing
- water
- wells according
- Prior art date
Links
Classifications
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и в условиях низких температур Крайнего Севера для глушения и выполнения различного вида работ. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляющая собой водный раствор, получаемый путем растворения в воде по крайней мере: нитрата кальция в количестве от 35 масс. % до 41 масс. %, бромида кальция в качестве утяжеляющего агента в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, который включает сухие нитрат кальция и бромид кальция в массовом соотношении соответственно от 1:1 до 1,4:1. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют нитрат кальция в количестве от 35 до 41 масс. % от массы жидкости, затем в полученном растворе нитрата кальция растворяют бромид кальция в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С. Технический результат – обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии (до 0,12 мм/год) и низкой температуры замерзания (ниже минус 35 град. С) тяжелой технологической жидкости, что обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений. 3 н. и.17 з. п. ф-лы, 2 табл., 6 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и в условиях низких температур Крайнего Севера для глушения и выполнения различных видов работ.
Существующие на месторождении пластовые давления определяют и выбор жидкости глушения для выполнения ремонтных работ на скважине. В настоящее время в общей доле добывающих скважин растет количество скважин с аномально высоким пластовым давлением. При проведении ремонтных работ такие скважины принято глушить растворами повышенной плотности (более 1,3 г/см3). Почти все из них обладают повышенной или высокой коррозионной активностью, особенно при повышенных температурах, обладают высокой температурой замерзания, что не позволяет использовать их на месторождениях Крайнего Севера, а также они кратно дороже легких и утяжеленных составов.
Известны тяжелые жидкости плотностью от 1,6 г/см3 до 1,8 г/см3, в состав которых входят нитрат и хлорид кальция, а также хлорид цинка, но известные жидкости характеризуются высокой температурой замерзания и высокими значениями скорости коррозии.
Для получения тяжелых технологических жидкостей глушения в интервале плотностей 1,4-1,81 г/см3 наиболее широко используют бромсодержащие соли, в частности, бромид кальция, который обладает довольно высокой температурой замерзания (температура кристаллизации раствора плотностью 1,7 г/см3 составляет минус 13,3°C) и является дорогостоящим соединением.
Решением данной проблемы является разработка собственных составов и самостоятельное приготовление тяжелой жидкости глушения на растворно-солевых узлах.
Известна композиция высокой плотности и способ ее приготовления по заявке США US 20170145284 (опубл. 25.05.2017 г., МПК: С09К 8/05, С09К 8/42, С09К 8/52), которая содержит воду и по крайней мере один нитрат редкоземельного металла, при этом количество соли обеспечивает плотность композиции от 1020 до 2500 кг/м3. В частности, рассматриваются композиции, которые содержат либо нитрат лантана, бромид кальция и воду, либо нитрат церия, бромид кальция и воду. Общими признаками с заявляемым изобретением является наличие в составе композиции воды, бромида кальция и нитрата металла. Однако композиции указанного состава характеризуются минимальной температурой замерзания минус 20,6°C, а также использование солей редкоземельных металлов является достаточно дорогостоящим.
Ближайшим аналогом (прототипом) является композиция высокой плотности и способ ее приготовления по патенту США US 5643858 (опубл. 01.07.1997 г., МПК: С09К 7/00), которая содержит растворенные хлорид кальция и нитрат кальция, при этом плотность композиции не менее 1,4 г/см3 и весовое соотношение солей составляет от 5:95 до 95:5, к составу композиции может быть добавлен утяжеляющий агент, в частности бромид кальция и/или бромид цинка. Общими с заявляемым изобретением признаками является наличие в составе следующих компонентов: нитрата кальция и бромида кальция в качестве утяжеляющего агента. Однако, минимальная температура замерзания для указанных составов составила минус 21°C, что является недостаточным для их использования в условиях Крайнего Севера.
Техническим результатом изобретения является обеспечение одновременно низких значений скорости коррозии (до 0,12 мм/год) и низкой температуры замерзания (ниже минус 35°C) тяжелой технологической жидкости, а также расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, что обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений.
Технический результат достигается за счет тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, представляющей собой водный раствор, получаемый путем растворения в воде по крайней мере:
- нитрата кальция в количестве от 35 масс. % до 41 масс. %,
- бромида кальция в качестве утяжеляющего агента в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1,59 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°C.
Анализ известных технических решений и прототипа показывает, что существенную роль в утяжелении составов жидкостей глушения играет содержание бромидов, в частности, бромида кальция, растворы на основе которого обладают высокой плотностью, в связи с чем бромид кальция рассматривается как утяжеляющий агент, и при этом растворы обладают высокой температурой замерзания.
Использование нитрата кальция в указанном диапазоне позволяет добавлять бромид кальция в количестве необходимом для утяжеления жидкости до нужной плотности, не повышая, при этом, температуру замерзания жидкости. Это обеспечивает сохранение низких значений температуры замерзания указанной жидкости, которая одновременно характеризуется низкими значениями скорости коррозии. Возможность варьировать плотность жидкости за счет изменения количества вводимого бромида кальция позволяет приготовить тяжелую технологическую жидкость для глушения скважин разной плотности, что обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений.
Верхняя граница содержания нитрата кальция в растворе ограничивается его растворимостью в воде за счет содержания в воде самой соли или иных примесей, которые могут вызывать выпадение осадка. Уменьшение содержания нитрата кальция нецелесообразно, т.к. в этом случае возникает необходимость введения большего количество бромида кальция, растворы которого обладают высокой температурой замерзания, что, соответственно, приводит к увеличению температуры замерзания жидкости.
Количество воды, в котором необходимо растворить нитрат и бромид кальция, рассчитывается из значения плотности жидкости, которую необходимо получить.
Заявленная тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин может содержать в составе различные облагораживающие добавки в зависимости от условий использования. Облагораживающие добавки могут влиять на значение плотности получающихся растворов. В связи с этим, при расчете количества воды для приготовления указанной жидкости и количества бромида кальция для утяжеления раствора необходимо учитывать влияние той или иной добавки на плотность растворов, в которых она используется.
Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин может включать ингибитор солеотложений для улучшения совместимости с пластовыми водами продуктивных горизонтов без образования осадка, вызывающего кольматацию пласта и снижение притока пластового флюида в скважину.
В качестве ингибитора солеотложений может быть использована нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) в пределах от 0,01 до 0,14 масс. %.
Жидкости для глушения скважин могут быть приготовлены на основе технической, пресной либо сеноманской воды, в которых могут содержаться растворенные примеси, дополнительно влияющие на значения скорости коррозии, либо могут вызывать локальные коррозионные повреждения. Во избежание возможных проявлений заявленной тяжелой технологической жидкости могут быть введены ингибиторы коррозии, такие как этилендиамин, бензотриазол и другие. В частности, тяжелая технологическая жидкость может содержать в качестве ингибитора коррозии этилендиамин в пределах от 0,01 масс. % до 0,49 масс. %.
В состав тяжелой технологической жидкости возможно введение гидрофобизатора для снижения межфазного натяжения на границе жидкость глушения - нефть. Гидрофобизаторы позволяют уменьшить эффект набухания глинистого цемента при его контакте с жидкостью глушения на водной основе, ускорить вынос воды и жидкости глушения из мелких пор коллектора, снизить эффект смачиваемости поверхности пористой среды водной фазой. Водонасыщенность гидрофобизированных участков пласта резко падает, что увеличивает проницаемость по нефти. В качестве гидрофобизатора, например, используются различные производные алкилметилбензиламмоний хлорида. Наиболее часто используемые гидрофобизаторы в данной области техники: ИВВ-1 марка "З-40", Нефтенол К марка НК-40 (алкил С10-С16 метилбензиламмоний хлорид), VEPOTANOL WR 10 В (алкил-С10-С18-К,К-диметил-К-бензиламмоний хлорид), Ипроден ГФ-1 м.Б, РХП-10 марка ИОз и концентрат ГФ-1 м.В. В частности, в качестве гидрофобизатора может быть использован алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 масс. %.
Технический результат достигается при использовании состава для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, который включает сухие нитрат кальция и бромид кальция в массовом соотношении соответственно от 1:1 до 1,4:1.
При указанном массовом соотношении сухих солей кальция обеспечивается растворение в воде в количестве, необходимом для обеспечения плотности в пределах от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С, и
получение тяжелой технологической жидкости с низкой температурой замерзания и низкими значениями скорости коррозии.
Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин также может содержать облагораживающие добавки, такие как ингибитор солеотложений, ингибитор коррозии, гидрофобизатор. В частности, в качестве ингибитора солеотложений в состав для приготовления тяжелой технологической жидкости может входить сухая НТФ в количестве от 0,01 до 0,2 масс. %.
Технический результат достигается при использовании способа приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют нитрат кальция в количестве от 35,9 до 41 масс. % от массы жидкости, затем в полученном растворе нитрата кальция растворяют бромид кальция в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С.
Указанный способ обеспечивает приготовление насыщенного раствора нитрата кальция, который утяжеляют бромидом кальция, при этом получают тяжелую технологическую жидкость с плотностью от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С, которая характеризуется низкой температурой замерзания за счет небольшого количества бромида кальция и одновременно низкой скоростью коррозии.
Перед растворением солей кальция в воде может быть растворен ингибитор солеотложений, который дополнительно увеличивает совместимость с пластовыми водами. После растворения солей кальция в жидкость могут быть добавлены ингибитор коррозии, который обеспечивает избежание образования локальных очагов коррозии и влияния на скорость коррозии примесей, входящих в состав воды или солей кальция, и гидрофобизатор, который улучшает восстановление проницаемости после обработки скважины, при этом обеспечивают плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С.
Оптимально проводить растворение при перемешивании. Перемешивание могут проводить и после растворения всех веществ для лучшего распределения ионов в объеме жидкости, например, в течение 4 часов.
При приготовлении жидкости плотностью около 1,8 г/см3 в состав жидкости может быть добавлена вода для уменьшения исходной плотности жидкости до нужного значения. Объем воды рассчитывается по формуле:
Vводы - количество воды на разбавление тяжелой технологической жидкости, м3;
Среагента - расход суммы солей на 1 м3 тяжелой технологической жидкости с требуемой плотностью, кг/м3;
Своды - расход воды на 1 м3 тяжелой технологической жидкости с требуемой плотностью, л/м3;
После добавления воды жидкость может быть дополнительно перемешана.
В связи с возможным наличием в составе воды или солей кальция примесей, для уменьшения количества взвешенных частиц готовая тяжелая технологическая жидкость может быть отправлена на отстаивание. Отстаивание может проводиться в течение разного периода времени в зависимости от чистоты исходных соединений, например, в течение 24 часов. Время отстаивания может быть сокращено при стабильном качестве по количеству взвешенных частиц или при наличии системы принудительной фильтрации на линии выдачи жидкости. При отгрузке жидкости, например, в автоцистерны рекомендуется подавать жидкость из слива, расположенного не ниже 20 см над уровнем дна емкости.
Приведенные ниже примеры служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.
Пример 1. В 535,1 гр. (29,72 масс. %) пресной воды растворяли при перемешивании 736,2 гр. (40,89 масс. %) безводного нитрата кальция (марка «Премиум» производства АО «ОХК «УРАЛХИМ»). После полного растворения в раствор нитрата кальция добавили 529,2 гр. (29,39 масс. %) бромида кальция дигидрата (производство Китай) и перемешивали до полного растворения. Массовое соотношение сухого нитрата кальция к сухому бромиду кальция дигидрату составило 1,39:1.
Пример 2. В 511,3 гр. (28,4 масс. %) технической воды растворили при перемешивании 0,18 гр. (0,01 масс. %) НТФ, затем 704 гр. (39,1 масс. %) безводного нитрата кальция (марка «Премиум» производства АО «ОХК «УРАЛХИМ»). После полного растворения в раствор добавили 565,4 гр. (31,4 масс. %) бромида кальция дигидрата (производство Китай) и перемешивали до полного растворения. После растворения всех солей добавили 2,52 гр. (0,14 масс. %) этилендиамина и 17,1 гр. (0,95 масс. %) гидрофобизатора ИВВ-1 марки «З-40». Массовое соотношение сухого нитрата кальция к сухому бромиду кальция дигидрату составило 1,245:1.
Пример 3. В 511,3 гр. (28,4 масс. %) технической воды растворили при перемешивании 0,18 гр. (0,01 масс. %) НТФ, затем 704 гр. (39,1 масс. %) безводного нитрата кальция (марка «Премиум» производства АО «ОХК «УРАЛХИМ»). После полного растворения в раствор добавили 565,4 гр. (31,4 масс. %) бромида кальция дигидрат (производство Китай) и перемешивали до полного растворения. После растворения всех солей добавили 2,52 гр. (0,14 масс. %) этилендиамина и 17,1 гр. (0,95 масс. %) гидрофобизатора ИВВ-1 марки «З-40». После растворения всех солей добавили 335 гр. воды, перемешали. Массовое соотношение сухого нитрата кальция к сухому бромиду кальция составило 1,245:1.
Пример 4. В 511,3 гр. (28,4 масс. %) сеноманской воды растворили при перемешивании 0,18 гр. (0,01 масс. %) НТФ, затем 704 гр. (39,1 масс. %) безводного нитрата кальция (марка «Премиум» производства АО «ОХК «УРАЛХИМ»). После полного растворения в раствор добавили 565,4 гр. (31,4 масс. %) бромида кальция дигидрат (производство Китай) и перемешивали до полного растворения. После растворения всех солей добавили 2,52 гр. (0,14 масс. %) этилендиамина и 17,1 гр. (0,95 масс. %) гидрофобизатора ИВВ-1 марки «З-40». Массовое соотношение сухого нитрата кальция к сухому бромиду кальция дигидрату составило 1,245:1.
Пример 5. В 484,2 гр. (26,9 масс. %) технической воды растворили при перемешивании 0,18 гр. (0,01 масс. %) НТФ, затем 646,2 гр. (35,9 масс. %) безводного нитрата кальция (марка «Премиум» производства АО «ОХК «УРАЛХИМ»). После полного растворения в раствор добавили 646,2 гр. (35,9 масс. %) бромида кальция дигидрат (производство Китай) и перемешивали до полного растворения. После растворения всех солей добавили 2,52 гр. (0,14 масс. %) этилендиамина и 20,7 гр. (1,15 масс. %) гидрофобизатора ИВВ-1 марки «З-40». Массовое соотношение сухого нитрата кальция к сухому бромиду кальция составило 1:1.
Пример 6. В 448,33 гр. (24,9 масс. %) технической воды растворили при перемешивании 0,18 гр. (0,01 масс. %) НТФ, затем 617,57 гр. (34,3 масс. %) безводного нитрата кальция (марка «Премиум» производства АО «ОХК «УРАЛХИМ»). После полного растворения в раствор добавили 687,79 гр. (38,2 масс. %) бромида кальция дигидрат (производство Китай) и перемешивали до полного растворения. После растворения всех солей добавили 8,82 гр. (0,49 масс. %) этилендиамина и 37,81 гр. (2,1 масс. %) гидрофобизатора Нефтенол К марки «НК-40». Массовое соотношение сухого нитрата кальция к сухому бромиду кальция составило 0,9:1.
Для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин использовали техническую воду, пресную воду либо сеноманскую воду, ионные составы которых представлены в таблице 1.
Коррозионная активность тяжелой технологической жидкости испытывалась на изделиях, выполненных из стали марки Ст20.
Результаты испытаний представлены в таблице 2.
Оценка влияния на фильтрационно-емкостные 2 свойства пласта, коэффициент восстановления проницаемости пласта после воздействия тяжелой жидкостью глушения, проводилась на керновом материале с использованием фильтрационной установки (системы моделирования пласта).
Результаты, приведенные в таблице 2, для тяжелой технологической жидкости для глушения скважин подтверждают достижение технического результата и для состава, предназначенного для приготовления тяжелой технологической жидкости. Компоненты состава для приготовления технологической жидкости, состоящего из сухого нитрата кальция и сухого бромида кальция дигидрата, а также облагораживающие добавки, в частности НТФ, являются инертными по отношению друг к другу и могут быть смешаны заранее до их растворения в воде. Таким образом, жидкость, полученная из заявленного состава сухих компонентов, будет обладать такими же физико-химическими свойствами, как и жидкость для глушения скважин по примерам 1-5.
При стандартной методике оценки температуры замерзания (ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания») для составов 1-5 замерзание растворов при минус 35°C не произошло.
Уменьшение содержания нитрата кальция в составе тяжелой технологической жидкости ниже 35 масс. % приводит к увеличению содержания бромида кальция, что приводит к увеличению температуры замерзания жидкости (пример 6) до минус 25°C.
Добавка производных алкилметиламмоний хлорида в качестве гидрофобизатора позволяет добиться снижения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - керосин», и повысить коэффициенты проницаемости по воде и по нефти.
Оценка совместимости с пластовыми водами проводилась путем смешивания пластовой воды с жидкостями глушения в соотношении 1:9, 5:5 и 9:1. В течение первых 30-ти минут визуально оценивалось наличие помутнения, образование осадка, расслоение. Все испытательные склянки подвергались термостатированию в течение 3-х суток при пластовой температуре (95°C). После термостатирования испытательные склянки охлаждались до комнатной температуры. Состояние проб оценивалось визуально. Использование указанных составов позволяет получить жидкость глушения, которая совместима с пластовыми водами разной степени минерализации.
В примерах приведены массовые соотношения сухого нитрата кальция к сухому бромиду кальция. Как видно из таблицы 2 жидкости с массовым соотношением указанных солей от 1:1 до 1,4:1 характеризуются одновременно низкими значениями температуры замерзания и низкими значениями скорости коррозии, что подтверждает достижение технического результата при использовании заявленного состава для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин.
Таким образом, заявленная группа изобретений, включающая тяжелую жидкость для глушения скважин, состав и способ для ее приготовления обеспечивает получение тяжелой технологической жидкости для глушения скважин и состава для ее приготовления, обеспечивает создание тяжелой технологической жидкости, которая характеризуется одновременно низкими значениями скорости коррозии (до 0,12 мм/год) и низкой температурой замерзания (ниже минус 35°C), а также расширение диапазона изменения плотности указанной жидкости, что обеспечивает ее применение в широком диапазоне пластовых давлений.
Claims (22)
1. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин представляющая собой водный раствор, получаемый путем растворения в воде по крайней мере:
- нитрата кальция в количестве от 35 масс. % до 41 масс. %,
- бромида кальция в качестве утяжеляющего агента в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С.
2. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 1, которая содержит ингибитор солеотложений.
3. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 2, которая в качестве ингибитора солеотложений содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту в пределах от 0,01 до 0,14 масс. %.
4. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 1, которая содержит ингибитор коррозии.
5. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 4, которая в качестве ингибитора коррозии содержит этилендиамин в пределах от 0,01 до 0,49 масс. %.
6. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 1, которая содержит гидрофобизатор.
7. Тяжелая технологическая жидкость для глушения скважин по п. 6, которая в качестве гидрофобизатора содержит алкилдиметилбензиламмоний хлорид в пределах от 0,5 до 2,1 масс. %.
8. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости с плотностью от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С для глушения скважин, который включает сухие нитрат кальция и бромид кальция в массовом соотношении соответственно от 1:1 до 1,4:1.
9. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 8, который содержит ингибитор солеотложений.
10. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 8, который в качестве ингибитора солеотложений содержит сухую нитрилотриметилфосфоновую кислоту в пределах от 0,015 до 0,2 масс. %.
11. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 8, который содержит ингибитор коррозии.
12. Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 8, которая содержит гидрофобизатор.
13. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин, при котором в воде растворяют нитрат кальция в количестве от 35 до 41 масс. % от массы жидкости, затем в полученном растворе нитрата кальция растворяют бромид кальция в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С.
14. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 13, в котором перед растворением нитрата кальция в воде растворяют ингибитор солеотложений.
15. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 13, 14, при котором после растворения бромида кальция добавляют ингибитор коррозии и гидрофобизатор, при этом обеспечивают плотность жидкости от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С.
16. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по любому из пп. 13-15, в котором растворение проводят при перемешивании.
17. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по любому из пп. 13-15, при котором после растворения всех веществ добавляют воду в количестве, обеспечивающем получение раствора плотностью не менее 1,58 г/см3.
18. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 17, в котором после добавления воды жидкость перемешивают.
19. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по п. 18, в котором после перемешивания получают жидкость с плотностью от 1,58 г/см3 до 1,82 г/см3 при 20°С.
20. Способ приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин по любому из пп. 13-19, в котором полученную жидкость отстаивают.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019128330A RU2731965C1 (ru) | 2019-09-09 | 2019-09-09 | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019128330A RU2731965C1 (ru) | 2019-09-09 | 2019-09-09 | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2731965C1 true RU2731965C1 (ru) | 2020-09-09 |
Family
ID=72421970
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019128330A RU2731965C1 (ru) | 2019-09-09 | 2019-09-09 | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2731965C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778752C1 (ru) * | 2021-10-19 | 2022-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5643858A (en) * | 1992-02-15 | 1997-07-01 | Brunner Mond & Company Limited | High density aqueous compositions |
| 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 |
| RU2564706C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-10-10 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин |
| CN106479464A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于低渗透油藏的暂堵型高温压井液及制备方法 |
| US20170145284A1 (en) * | 2015-11-23 | 2017-05-25 | Baker Hughes Incorporated | High-density completion brines |
-
2019
- 2019-09-09 RU RU2019128330A patent/RU2731965C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5643858A (en) * | 1992-02-15 | 1997-07-01 | Brunner Mond & Company Limited | High density aqueous compositions |
| 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 |
| RU2564706C1 (ru) * | 2014-03-18 | 2015-10-10 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин |
| CN106479464A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于低渗透油藏的暂堵型高温压井液及制备方法 |
| US20170145284A1 (en) * | 2015-11-23 | 2017-05-25 | Baker Hughes Incorporated | High-density completion brines |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778752C1 (ru) * | 2021-10-19 | 2022-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 |
| RU2782915C1 (ru) * | 2021-11-09 | 2022-11-07 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11268005B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
| US9040466B2 (en) | Oxygen scavenger compositions for completion brines | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2731965C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления | |
| CN107513381B (zh) | 一种无固相修井液及其配制方法和使用方法 | |
| AU2017200953C1 (en) | High density aqueous well fluids | |
| EA028348B1 (ru) | Низкотоксичный загуститель и способы его применения | |
| RU2813763C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью | |
| RU2817459C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью | |
| RU2802773C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость на основе хлоридов, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью | |
| RU2737597C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2630007C2 (ru) | Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин | |
| RU2778752C1 (ru) | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 | |
| RU2196883C2 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| RU2723809C1 (ru) | Состав для предотвращения кальциевых солеотложений | |
| RU2799300C1 (ru) | Интенсифицирующий состав на основе ПАВ и комплексонов для карбонатных и смешанных коллекторов | |
| SU1682374A1 (ru) | Состав дл удалени неорганических и асфальтеносмолопарафиновых отложений | |
| RU2260682C1 (ru) | Состав для глушения скважин | |
| SU1684308A1 (ru) | Технологическа жидкость дл заканчивани и ремонта нефт ных и газовых скважин | |
| RU2637537C1 (ru) | Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти | |
| EA042065B1 (ru) | Способ предотвращения солеотложений | |
| NZ729059A (en) | High density aqueous well fluids | |
| RU2167181C2 (ru) | Состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине |