RU2744224C1 - Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин - Google Patents
Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2744224C1 RU2744224C1 RU2020125813A RU2020125813A RU2744224C1 RU 2744224 C1 RU2744224 C1 RU 2744224C1 RU 2020125813 A RU2020125813 A RU 2020125813A RU 2020125813 A RU2020125813 A RU 2020125813A RU 2744224 C1 RU2744224 C1 RU 2744224C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- oil
- killing
- don
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 title claims abstract description 9
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims abstract description 17
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 17
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims abstract description 9
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 46
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 abstract description 12
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 7
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 32
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical class [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для ремонта нефтяных и газовых скважин и используется в условиях аномально высоких давлений для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ. Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин содержит нитрат кальция, хлорид цинка, комплексный реагент (ДОН-А 0834), гелеобразователь - целлюлоза полианионная ПАЦ-В, или ксантановая камедь, или карбоксиметилцеллюлоза - и воду пресную либо минерализованную при следующем соотношении компонентов, масс. %: нитрат кальция - 10-60; хлорид цинка - 10-60; комплексный реагент (ДОН-А 0834) - 0,25-0,5; гелеобразователь - 0,25-0,5; вода - 29-29,5. Техническим результатом является разработка состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы плотностью от 1500 кг/м3 и до 2000 кг/м3, имеющих допустимые значения скорости коррозии и температуру кристаллизации, а также позволяющего использовать их в условиях Крайнего Севера и имеющего возможность приготовления как на пресной, так и на минерализованной (пластовой) воде. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких давлений для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ.
Известен состав для приготовления жидкости высокой плотности для заканчивания и ремонта скважин, содержащий бромид цинка и бромид кальция, и дополнительно хлорид кальция и ингибитор коррозии аминного типа (см. US №4292183, 1981).
Недостатками известного состава являются высокая стоимость, высокие значения коррозионной активности, положительная температура кристаллизации жидкости (10,6°С), Кроме того, при увеличивающейся доле транспортных расходов в смете затрат, перевозка жидких продуктов экономически невыгодна. Перечисленные выше недостатки делают практически невозможным применение данного состава и технологических жидкостей на его основе, особенно в отдаленных северных районах.
Известно применение солевых растворов, например, хлористого натрия или кальция, в качестве жидкостей для заканчивания и ремонта скважин (Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. Рябоконь С.А. и др. М.: ВНИИОЭНГ, Обзор. информ. сер. Нефтепромысловое дело 1989, с. 42).
Недостатком этих растворов является ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта вследствие воздействия на цемент и скелет породы, приводящее к изменению размеров частиц и перекрытию фильтрационных каналов. Под влиянием этих жидкостей многие породообразующие водочувствительные минералы гидратируют и увеличивают свой объем. В результате этого увеличивается суммарная поверхность каналов фильтрации и уменьшается их проходное сечение, увеличиваются сроки освоения скважин и выход скважин на режим.
Известен состав для приготовления жидкости для глушения скважин, содержащий минеральную основу и стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта в виде многофункциональной композиции «Аксис», содержащей хлориды натрия и калия, ингибитор солеотложения, катионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ), гидрофобизатора и поглотителя влаги (патент RU №2350641).
Недостатком раствора, приготовленного из такого состава, является большое содержание в нем нерастворимых веществ (от 1,2 до 2,0 масс. %). Кроме того, данный раствор имеет плотность не более 1200 кг/м3 и не может быть использован в скважинах с аномально высоким пластовым давлением и высокой температурой.
Наиболее близким составом того же назначения к заявленному состава по совокупности признаков является состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, плотностью до 1600 кг/м3, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция, оксид двухвалентного металла и ингибитор коррозии (патент RU №2291181). Данный состав принят за прототип.
Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - нитрат кальция, вода.
Недостатком известного состава, принятого за прототип, является наличие примесей в виде коллоидных твердых микрочастиц, вносимое с дешевыми техническими компонентами в количестве от 0,1 до 0,3%. В таких же пределах находится содержание нерастворимых твердых микрочастиц и в других известных тяжелых жидкостях: «ТРИАСАЛТ СТ» содержит до 0,1% твердых примесей, аммонизированный раствор нитрата кальция содержит их до 0,6%. Также приготовленной на основе этого известного состава, является низкая плотность, которая не превышает 1600 кг/м, что значительно сужает область применения состава.
Задачей изобретения является расширение области применения состава для приготовления технологических жидкостей за счет регулирования и увеличения ее плотности, низкой коррозионной активности, а также за счет регулирования фильтрационных показателей.
Техническим результатом, достигаемым при осуществлении изобретения, является разработка состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы плотностью от 1500 кг/м3 и до 2000 кг/м3, имеющих допустимые значения скорости коррозии и температуру кристаллизации, а также позволяющего использовать их в условиях Крайнего Севера и имеющего возможность приготовления как на пресной, так и на минерализованной (пластовой) воде.
Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин, содержащая нитрат кальция и воду, согласно изобретению дополнительно содержит хлорид цинка, комплексный реагент ДОН-А 0834, гелеобразователь - целлюлозу полианионную или карбоксиметилцелдюлозу или ксантановую камедь, в качестве воды содержит пресную или минерализованную воду при следующем соотношении компонентов, масс. %:
| Нитрат кальция Са(NO3)2 | 10-60 |
| Хлорид цинка ZnCl2 | 10-60 |
| Комплексный реагент (ДОН-А 0834) | 0,25-0,5 |
| Указанный гелеобразователь | 0,25-0,5 |
| Пресная или минерализованная вода | 29-29,5 |
Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа - введение в состав хлорида цинка, комплексного реагента (ДОН-А 0834), гелеобразователя; использование в качестве гелеобразователя целлюлозы полианионную ПАЦ-В или ксантановой камеди или карбоксиметилцеллюлозы; использование в качестве воды пресной или минерализованной воды, а также иное количественное соотношение используемых ингредиентов, масс. %: нитрат кальция - 10-60; хлорид цинка - 10-60; комплексный реагент (ДОН-А 0834) - 0,25-0,5; указанный гелеобразователь - 0,25-0,5; пресная или минерализованная вода - 29-29,5.
Новый композиционный состав обеспечивает приготовление технологических жидкостей без твердой фазы плотностью от 1500 кг/м3 и до 2000 кг/м3, имеющих допустимые значения скорости коррозии и температуру кристаллизации, а также позволяет использовать их в условиях Крайнего Севера и имеет возможность приготовления как на пресной, так и на минерализованной (пластовой) воде.
Совокупность компонентов смеси в заявляемом соотношении проявляет недостижимое известными составами свойство - приготовление на пластовой либо на минерализованной плотностью до 1180 кг/м3 воде и снижение температуры кристаллизации приготовленной жидкости высокой плотности до минусовых значений.
Технологические жидкости на основе заявляемого состава могут быть приготовлены путем его растворения в пресной воде, а также в пластовой воде различной минерализации.
Хлорид цинка используется в составе для повышения плотности получаемого раствора вследствие его высокой растворимости.
Комплексный реагент ДОН-А 0834 представляет собой водную или спиртовую композицию катионных азотсодержащих ПАВ. Используется в качестве гидрофобизатора, ингибитора коррозии и для подавления сульфатвосстанавливающих бактерий,
В качестве гелеобразователя может использоваться целлюлоза полианионная ПАЦ-В, ксантановая камедь либо карбоксиметилцеллюлоза. Все они придают жидкости высокие реологические свойства, что позволяет при достаточно высокой условной вязкости легко закачивать состав в скважину. Причем использование ксантановой камеди обеспечивает жидкости для глушения нефтегазовых скважин повышенную термостабильность, т.е. стабильные реологические и псевдопластичные свойства при повышенных температурах. Благодаря этому заявляемый состав может быть использован в глубокозалегающих пластах с температурой до 90°С, в отличие от известных составов, которые могут быть использованы при температурах не более 50°С.
Приготовление заявляемого состава производится путем смешения компонентов. Приготовление технологических жидкостей производится путем растворения сухой солевой композиции полученного состава в пресной или минерализованной воде, Для исследований использовались:
Целлюлоза полианионная ПАЦ-В ТУ 2231-015-32957739-00; Карбоксиметилцеллюлоза ТУ 6-55-40-990; Ксантановая камедь ГОСТ 33333-2015.
Таблица 1 содержит примеры и результаты испытания предлагаемых составов заявляемой жидкости.
Таблица 2 содержит результаты проведения фильтрационных исследований предлагаемых составов заявляемой жидкости.
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами (таблица 1) приготовления технологических жидкостей без твердой фазы.
Пример 1 (состав 1 в таблице 1, таблице 2). В 295,0 мл пресной воды растворяли 600 гр нитрата кальция, 100 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (ПАЦ-В). Получили 670 мл жидкости плотностью 1560 кг/м3. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 1.
Пример 2 (состав 7 в таблице 1, состав 2 в таблице 2). В 295,0 мл пластовой воды (плотностью 1180 кг/м3) 600 гр нитрата кальция, 100 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (КМЦ). Получили 670 мл жидкости плотностью 1620 кг/м. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 7.
Пример 3 (состав 6 в таблице 1, состав 3 в таблице 2). В 295,0 мл пресной воды растворяли 100 гр нитрата кальция, 600 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (ксантановая камедь). Получили 570 мл жидкости плотностью 1860 кг/м3. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, рпыт 6.
Пример 4 (состав 12 в таблице 1, состав 4 в таблице 2). В 295,0 мл пластовой воды (плотностью 1180 кг/м3) растворяли 100 гр нитрата кальция, 600 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (ПАЦ-В). Получили 570 мл жидкости плотностью 1980 кг/м3. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 12.
Пример 5 (состав 37 в таблице 1, состав 5 в таблице 2). В 295,0 мл пресной воды растворяли 600 гр нитрата кальция, 100 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (КМЦ). Получили 650 мл жидкости плотностью 1560 кг/м3. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 37.
Пример 6 (состав 43 в таблице 1, состав 6 в таблице 2). В 295,0 мл пластовой воды (плотностью 1180 кг/м3) 600 гр нитрата кальция, 100 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (ксантановая камедь). Получили 660 мл жидкости плотностью 1620 кг/м3. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 43.
Данные, приведенные в таблице 1, подтверждают получение технического результата: снижение скорости коррозии, температуры кристаллизации и возможности приготовления на пластовой воде. Кроме того, достигается удобство транспортировки состава в виде сухой композиции. Также предлагаемый состав обладает высокой эффективной вязкостью при добавление загустителя.
Произведены опыты на взаимодействие пластовых флюидов с заявленным составом. На основе произведенных опытов выявлено, что жидкость для глушения скважин не взаимодействует с пластовыми водами. При взаимодействии с пластовыми нефтями заявленного состава полное расслоение на две фазы происходит в течение 24 часов, благодаря чему не требуется дополнительная очистка нефти на установках подготовки нефти от жидкости глушения и, следовательно, не ухудшается качество нефти.
Для определения коэффициента восстановления проницаемости проводили серию фильтрационных опытов с использованием установки AFS-300.
Исследования выполняли следующим образом: экстрагированные образцы горных пород месторождений Пермского края после определения петрофизических характеристик насыщали керосином и помещали в кернодержатель установки AFS-300, Создали боковой и торцевой обжим керна резиновой манжетой. Затем образец подвергали воздействию заявляемой жидкостью для глушения скважин в течение трех часов при поддержании постоянного градиента давления на керне за счет энергии сжатого воздуха. После этого фильтрат жидкости для глушения, проникшей в керн, вытесняли нефтью в обратном направлении. При установившемся давлении и постоянном расходе нефти через образцы керна определяли коэффициент проницаемости после воздействия жидкостью для глушения. Соотношение коэффициентов проницаемости после воздействия к первоначальной величине является коэффициентом восстановления проницаемости (β):
где КН1 и КН2 - соответственно проницаемость образца керна до и после воздействия жидкости для глушения.
Результаты опытов, представленные в таблице 2, показали незначительное снижение проницаемости образцов керна после воздействия состава.
Таким образом, из данных, представленных в таблице 2, видно, что заявляемая утяжеленная жидкость для глушения нефтегазовых скважин с различной плотностью и эффективной вязкостью не влияет на производительность скважин. Использование заявляемой жидкости для глушения не приводит к ухудшению проницаемости пласта, а сохраняет пласт в том состоянии, в котором он был до проведения операции глушения.
Для приготовления утяжеленной жидкости для глушения скважин в полевых условиях используют следующее нефтепромысловое оборудование:
Приготовление утяжеленной жидкости без твердой фазы происходит следующим образом: в автоцистерну, в которой находится необходимый объем пресной или пластовой воды, загружают нитрат кальция и хлорид цинка, перемешивают в течение 20-30 минут и далее добавляют комплексный реагент ДОН и перемешивают еще в течение 10 минут. Далее равномерно за один цикл перемешивания одновременно вводят расчетное количество загустителя. После введения реагентов полученный раствор тщательно перемешивают до однородного состояния.
Разработанной утяжеленной жидкостью глушения возможно следующие варианты глушения скважин:
Claims (2)
- Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин, содержащая нитрат кальция и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит хлорид цинка, комплексный реагент ДОН-А 0834, гелеобразователь - целлюлозу полианионную, или карбоксиметилцеллюлозу, или ксантановую камедь, в качестве воды содержит пресную или минерализованную воду при следующем соотношении компонентов, масс. %:
-
Нитрат кальция Са(NO3)2 10-60 Хлорид цинка ZnCl2 10-60 Комплексный реагент ДОН-А 0834 0,25-0,5 Указанный гелеобразователь 0,25-0,5 Пресная или минерализованная вода 29-29,5
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020125813A RU2744224C1 (ru) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020125813A RU2744224C1 (ru) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2744224C1 true RU2744224C1 (ru) | 2021-03-03 |
Family
ID=74857648
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020125813A RU2744224C1 (ru) | 2020-07-28 | 2020-07-28 | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2744224C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114539997A (zh) * | 2022-02-24 | 2022-05-27 | 大庆汇联技术开发有限公司 | 一种低成本、清洁无固相压井用凝胶剂及其制备方法 |
| 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 |
|---|---|---|---|---|
| RU94025398A (ru) * | 1994-07-05 | 1996-06-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| US5643858A (en) * | 1992-02-15 | 1997-07-01 | Brunner Mond & Company Limited | High density aqueous compositions |
| RU2291181C1 (ru) * | 2005-04-27 | 2007-01-10 | Сергей Александрович Рябоконь | СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м3 ) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН |
| RU2365612C1 (ru) * | 2008-08-13 | 2009-08-27 | Алексей Александрович Бояркин | Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2519019C1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-06-10 | Сергей Александрович Рябоконь | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2582151C1 (ru) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны |
-
2020
- 2020-07-28 RU RU2020125813A patent/RU2744224C1/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 |
| RU94025398A (ru) * | 1994-07-05 | 1996-06-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2291181C1 (ru) * | 2005-04-27 | 2007-01-10 | Сергей Александрович Рябоконь | СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м3 ) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН |
| RU2365612C1 (ru) * | 2008-08-13 | 2009-08-27 | Алексей Александрович Бояркин | Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2519019C1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-06-10 | Сергей Александрович Рябоконь | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
| RU2582151C1 (ru) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны |
Cited By (6)
| 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 |
| CN114539997A (zh) * | 2022-02-24 | 2022-05-27 | 大庆汇联技术开发有限公司 | 一种低成本、清洁无固相压井用凝胶剂及其制备方法 |
| CN114539997B (zh) * | 2022-02-24 | 2023-04-21 | 大庆汇联技术开发有限公司 | 一种低成本、清洁无固相压井用凝胶剂及其制备方法 |
| RU2813763C1 (ru) * | 2022-10-21 | 2024-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |
| RU2817459C1 (ru) * | 2023-07-10 | 2024-04-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE69628066T2 (de) | Auf Wasser basierende Bohrflüssigkeit zur Verminderung der Wasserabsorption und Hydratisierung von tonartigen Gesteinen | |
| US4526693A (en) | Shale and salt stabilizing drilling fluid | |
| US5821203A (en) | Foamed drilling fluids, their process for preparation and the corresponding drilling method | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| BR112014029138B1 (pt) | Método para inibir incrustação em uma formação subterrânea e composição para uso em um tratamento com um fluido de tratamento inicial em uma formação subterrânea e em um poço conectado a esta | |
| US11767458B2 (en) | Cationic formation stabilizers compatible with anionic friction reducing polymers | |
| DE60212975T2 (de) | Thermisch stabile bohrlochflüssigkeit hoher dichte | |
| Xalloqovich | Effective composition of washing fluid on base the waste products when opening the productive horizon | |
| CN110268034A (zh) | 页岩水合抑制剂 | |
| WO2004046273A2 (en) | Organofunctional compounds for shale stabilization of the aqueous dispersed phase of non-aqueous based invert emulsion drilling system fluids | |
| RU2482152C1 (ru) | Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта | |
| EA028348B1 (ru) | Низкотоксичный загуститель и способы его применения | |
| RU2519019C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин | |
| US10759985B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
| RU2291181C1 (ru) | СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м3 ) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН | |
| US20130306320A1 (en) | Composition and method for treating carbonate reservoirs | |
| BR112017026947B1 (pt) | Composição e método para recuperação aprimorada de óleo de depósito subterrâneo | |
| RU2470060C1 (ru) | Основа бескальциевой жидкости для глушения скважин | |
| RU2348799C1 (ru) | Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины | |
| EP0275304B1 (en) | Calcium-free clear high density fluids | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| RU2824107C1 (ru) | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта | |
| RU2737597C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин | |
| RU2813763C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью |