RU2778752C1 - HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 - Google Patents
HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 Download PDFInfo
- Publication number
- RU2778752C1 RU2778752C1 RU2021130497A RU2021130497A RU2778752C1 RU 2778752 C1 RU2778752 C1 RU 2778752C1 RU 2021130497 A RU2021130497 A RU 2021130497A RU 2021130497 A RU2021130497 A RU 2021130497A RU 2778752 C1 RU2778752 C1 RU 2778752C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- killing
- density
- oil
- well
- calcium nitrate
- Prior art date
Links
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title abstract description 14
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 32
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- 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 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 12
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 5
- 230000005712 crystallization Effects 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 3
- 230000001965 increased Effects 0.000 description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L Calcium bromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- HZCDANOFLILNSA-UHFFFAOYSA-N Dimethyl hydrogen phosphite Chemical compound COP(=O)OC HZCDANOFLILNSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L MgCl2 Chemical class [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- -1 ammonium nitrogen Chemical compound 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940059251 calcium bromide Drugs 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- ICSSIKVYVJQJND-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ICSSIKVYVJQJND-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 1
- PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K magnesium;potassium;trichloride;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-].[Cl-].[K+] PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 125000002467 phosphate group Chemical class [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 description 1
- 238000005185 salting out Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic Effects 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и газа (нефтяной и газовой промышленности), в частности может быть использовано для глушения продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением, при проведении различных технологических операций в скважинах: глушении, перфорации, замене скважинного технологического оборудования или в нагнетательных скважинах.The invention relates to the field of oil and gas production (oil and gas industry), in particular, it can be used to kill reservoirs with abnormally high reservoir pressure, when performing various technological operations in wells: killing, perforating, replacing downhole process equipment or in injection wells .
Известен состав жидкости для глушения скважин в период выполнения капитальных и текущих ремонтов скважин на основе минеральных солей (подтоварная вода, пластовая вода), хлоридов натрия, магния, кальция, фосфорнокислых солей (RU 2277629 С1) плотностью до 1400 кг/м3, содержащий: водный раствор минеральных солей, в качестве ингибитора набухания глинистой составляющей продуктивного пласта используют, нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05 мас.% от массы растворенных солей, в качестве ингибитора осадкообразования используют НТФ или СНПХ-5301М в количестве 0,01-0,05% от массы растворенных солей, в качестве поверхностно-активного вещества (далее - ПАВ) используют хлорид алкилтриметиламмония («ДОН-96» по ТУ №2482-010-047695-97), ИВВ-1 и др. В качестве водорастворимых минеральных солей используют двойные или тройные солевые системы хлорида калия с хлоридами натрия и/или магния, в частности: двойные солевые системы - карналлит обогащенный, сильвинит молотый, руда сильвинитовая, тройные солевые системы - руда карналлитовая, флюс хлоркалиевый.Known composition of the fluid for killing wells during the period of overhaul and current repairs of wells based on mineral salts (produced water, formation water), sodium chloride, magnesium, calcium, phosphate salts (RU 2277629 C1) with a density of up to 1400 kg/m 3 containing: an aqueous solution of mineral salts, as an inhibitor of the swelling of the clay component of the productive formation, nitrile dimethylphosphonic acid is used in an amount of 0.01-0.05 wt.% of the mass of dissolved salts, NTF or SNPKh-5301M is used as an inhibitor of sedimentation in an amount of 0.01- 0.05% by weight of dissolved salts, as a surfactant (hereinafter referred to as surfactant), alkyltrimethylammonium chloride (“DON-96” according to TU No. mineral salts, double or triple salt systems of potassium chloride with sodium and / or magnesium chlorides are used, in particular: double salt systems - enriched carnallite, ground sylvinite, sylvinite ore, triple salt systems - carnallite ore, potassium chloride flux.
Недостатком данного состава является сложность и длительность технологического процесса приготовления, включающая два этапа с разбавлением сеноманской водой и отстаиванием.The disadvantage of this composition is the complexity and duration of the technological process of preparation, which includes two stages with dilution with Cenomanian water and settling.
Известен способ приготовления технологических жидкостей нефтяных и газовых скважин плотностью до 1550 кг/м3, содержащий четырехводный кальций азотнокислый 69,8-98,8 мас.%, кальций хлористый 1,0-30,0 мас.%, ингибитор коррозии 0,1-3,0 мас.%, ингибитор солеотложения 0,1-1,0 мас.% (RU 2387687 С2).A known method for the preparation of technological liquids of oil and gas wells with a density of up to 1550 kg/m 3 containing tetrahydrous calcium nitrate 69.8-98.8 wt.%, calcium chloride 1.0-30.0 wt.%, corrosion inhibitor 0.1 -3.0 wt.%, scale inhibitor 0.1-1.0 wt.% (RU 2387687 C2).
Недостатком данного состава является неоптимальное соотношение реагентов и использование четырехводного кальция азотнокислого, что способствует повышенному расходу реагентов, выделению паров вредных веществ (аммиак и др.) при приготовлении жидкостей, выпадению осадков в призабойной зоне пласта при взаимодействии с пластовыми и нагнетаемыми водами, повреждению коллекторских свойств продуктивного пласта и повышенной температуре кристаллизации.The disadvantage of this composition is the non-optimal ratio of reagents and the use of calcium nitrate tetrahydrate, which contributes to an increased consumption of reagents, the release of vapors of harmful substances (ammonia, etc.) during the preparation of liquids, precipitation in the bottomhole formation zone when interacting with formation and injected waters, damage to reservoir properties productive formation and elevated crystallization temperature.
Наиболее близким по своей сущности и техническому результату к заявляемому техническому решению является тяжелая жидкость глушения без твердой фазы для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин (RU 2731965 С1). Общими с заявляемым изобретением признаками является наличие в составе воды и безводного нитрат кальция марки «Премиум». Однако в его состав дополнительно входит бромид кальция, который обладает довольно высокой температурой замерзания (кристаллизация раствора плотностью 1700 кг/м3 составляет минус 13,3°С), что ограничивает его использование в условиях Крайнего Севера.The closest in essence and technical result to the claimed technical solution is a heavy killing fluid without a solid phase for completing and repairing oil and gas wells (RU 2731965 C1). Common features with the claimed invention is the presence in the composition of water and anhydrous calcium nitrate brand "Premium". However, it additionally contains calcium bromide, which has a rather high freezing point (crystallization of a solution with a density of 1700 kg / m 3 is minus 13.3 ° C), which limits its use in the Far North.
Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, представляющая собой раствор, содержащий воду, и безводный нитрат кальция марки «Премиум», отличающийся тем, что жидкость глушения имеет плотность до 1450 кг/м3 и дополнительно содержит хлорид натрия и композицию «Сульфен-35» (зимний) или ингибитор солеотложения «DESCAVENT» при следующем соотношении компонентов, мас.%: вода (51,28-62,84), безводный нитрат кальция марки «Премиум» (24,09-36,83), хлорид натрия (11,72-12,88), композицию «Сульфен-35» (зимний) (0,172-0,189) (далее по тексту - УЖГ-1450 марка А) или вода (51,10-62,65), безводный нитрат кальция марки «Премиум» (24,09-36,83), хлорид натрия (11,72-12,88), ингибитор солеотложения «DESCAVENT» (0,345-0,379) (далее по тексту - УЖГ-1450 марка Б).Heavy killing fluid without a solid phase for completion and workover of oil and gas wells, which is a solution containing water and anhydrous calcium nitrate of the Premium brand, characterized in that the killing fluid has a density of up to 1450 kg/m 3 and additionally contains sodium chloride and the composition "Sulfen-35" (winter) or scale inhibitor "DESCAVENT" in the following ratio of components, wt.%: water (51.28-62.84), anhydrous calcium nitrate brand "Premium" (24.09-36, 83), sodium chloride (11.72-12.88), composition "Sulfen-35" (winter) (0.172-0.189) (hereinafter referred to as UZHG-1450 grade A) or water (51.10-62.65 ), anhydrous calcium nitrate brand "Premium" (24.09-36.83), sodium chloride (11.72-12.88), scale inhibitor "DESCAVENT" (0.345-0.379) (hereinafter - UZhG-1450 brand B).
Количественный состав композиций (содержание ингредиентов) варьируется в зависимости от требуемой плотности раствора (таблицы 1, 2).The quantitative composition of the compositions (the content of ingredients) varies depending on the required density of the solution (tables 1, 2).
Особенностью данных составов является то, что компоненты в отдельности не обладают высокими ингибирующими гидратацию глин характеристиками, однако их совместное использование обеспечивает усиление этих свойств. При этом применение безводного нитрата кальция марки «Премиум» (ТУ 2143-017-77381580-2012 с изм. 1-10) с массовой долей основного вещества не менее 96%, содержанием аммонийного азота не более 0,3% обеспечивает низкий расход реагента, быструю растворимость в воде, безопасность работ с жидкостью глушения за счет минимального выделения паров аммиака (в пределах предельно допустимой концентрации санитарно-гигиенических норм и правил). Практическая важность нового технического решения выражается в том, что в заявляемом составе подбором оптимальных добавок достигнуты условия повышения фазовой проницаемости, нагнетаемой и добываемой жидкостей в коллекторе, улучшения гидрофобизирующих свойств жидкости глушения в комплексе с их низкой коррозионной активностью. Ингибирование процесса гидратации глин в коллекторе сдерживает их набухание, а значит существенного уменьшения размеров пор не происходит.A feature of these compositions is that the components individually do not have high clay hydration-inhibiting characteristics, but their combined use enhances these properties. At the same time, the use of anhydrous calcium nitrate of the Premium brand (TU 2143-017-77381580-2012 with amendments 1-10) with a mass fraction of the main substance of at least 96%, an ammonium nitrogen content of not more than 0.3% ensures low reagent consumption, fast solubility in water, safety of work with killing fluid due to the minimum release of ammonia vapor (within the maximum allowable concentration of sanitary and hygienic norms and rules). The practical importance of the new technical solution is expressed in the fact that in the claimed composition, by selecting the optimal additives, the conditions for increasing the phase permeability, injected and produced fluids in the reservoir, improving the hydrophobizing properties of the killing fluid in combination with their low corrosivity have been achieved. Inhibition of the clay hydration process in the reservoir restrains their swelling, which means that there is no significant reduction in the pore size.
Все вышеперечисленное приводит к минимальному негативному воздействию жидкости на призабойную зону пласта (далее - ПЗП), последующей эффективной разблокировке ПЗП от воздействий предыдущих технологических жидкостей и пластовой воды, а также облегченному (при меньшей депрессии в минимальные сроки) последующему вызову притока нефти и/или газа при освоении скважины. Диапазон варьирования плотности 1320-1450 кг/м3 удовлетворяет требованиям глушения большинства скважин с аномально высоким пластовым давлением, а низкая коррозионная активность и температура замерзания позволяет хранить жидкость глушения без твердой фазы очень длительное время в технологических емкостях в условиях низких температур Крайнего Севера.All of the above leads to a minimal negative impact of the fluid on the bottomhole formation zone (hereinafter referred to as the bottomhole formation zone), subsequent effective unblocking of the bottomhole zone from the effects of previous process fluids and formation water, as well as facilitated (with less drawdown in the shortest possible time) subsequent induction of oil and/or gas inflow during well development. The density variation range of 1320-1450 kg/m 3 satisfies the requirements for killing most wells with abnormally high reservoir pressure, and low corrosiveness and freezing temperature allows storing the killing fluid without a solid phase for a very long time in process tanks at low temperatures in the Far North.
Таким образом, предлагаемая жидкость глушения отвечает всем требованиям, предъявляемым к изобретениям.Thus, the proposed kill fluid meets all the requirements for inventions.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности глушения скважин водными растворами минеральных солей повышенной плотности (до 1450 кг/м3), сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, предотвращение осадкообразования и безопасность применения. Компонентное соотношение солей в основе жидкости глушения подобрано с учетом минерализации пластовой воды большинства месторождений Западной Сибири. При ином соотношении солей активизируются процессы кристаллизации и высаливания в поровом пространстве коллектора. Применение композиции «Сульфен-35» (зимний) и ингибитор солеотложения «DESCAVENT» (водного раствора солей органических и минеральных кислот с добавлением ПАВ) изменяют центры кристаллизации, что позволяет применять жидкости без существенного влияния на фильтрационно-емкостные свойства коллектора. Новизна состава состоит в том, что заявленная плотность достигается использованием технологически обоснованной в лабораторных условиях максимальной концентрации одновалентной соли - хлорида натрия (170 г/л) и доведением до требуемой плотности в диапазоне 1320-1450 кг/м3 безводным нитратом кальция марки «Премиум» (ТУ 2143-017-77381580-2012 с изм. 1-10).The technical result of the invention is to increase the efficiency of killing wells with aqueous solutions of mineral salts of increased density (up to 1450 kg/m 3 ), maintaining the reservoir properties of productive formations, preventing sedimentation and safety of use. The component ratio of salts in the base of the killing fluid was selected taking into account the salinity of formation water in most fields in Western Siberia. With a different ratio of salts, the processes of crystallization and salting out in the pore space of the reservoir are activated. The use of composition "Sulfen-35" (winter) and scale inhibitor "DESCAVENT" (an aqueous solution of salts of organic and mineral acids with the addition of surfactants) change the centers of crystallization, which allows the use of liquids without a significant impact on the reservoir properties. The novelty of the composition lies in the fact that the declared density is achieved by using the maximum concentration of monovalent salt - sodium chloride (170 g / l) technologically justified in laboratory conditions and bringing to the required density in the range of 1320-1450 kg / m 3 with anhydrous calcium nitrate of the Premium brand (TU 2143-017-77381580-2012 with amendments 1-10).
Синергетический эффект от вводимых компонентов позволяет: осуществлять приготовление жидкости глушения в закрытых помещениях, что значительно упрощает и ускоряет процесс приготовления состава, без воздействия паров вредных веществ на организм человека; предупреждать выпадение солей металлов; длительное время хранить жидкость глушения в технологических емкостях в условиях Крайнего Севера в связи с низкой коррозионной активностью и температурой замерзания.The synergistic effect of the introduced components allows: to carry out the preparation of the killing liquid in enclosed spaces, which greatly simplifies and speeds up the process of preparing the composition, without exposure to harmful vapors on the human body; prevent precipitation of metal salts; for a long time to store the killing liquid in process tanks in the conditions of the Far North due to low corrosivity and freezing temperature.
Исследования набухающей способности кернового материала при взаимодействии с заявляемым составом проводилось на оборудовании «OFITE Swellmeter» в соответствии с методикой МИ 11-63-2014 аттестованной и внесенной в Реестр УНИИМ Росстандарта РФ (свидетельство №222.0108/01.00258/2015), определение совместимости с нефтью и пластовыми водами выполнялось по пробам нефти и пластовых вод трех месторождений с применением требований API RP 39 и РД 39-1-641-81, поверхностное (межфазное) натяжение определялось на приборе DSA100 фирмы KRUSS в соответствии с аттестованной и внесенной в Реестр УНИИМ Росстандарта РФ методикой МИ 11-83-2014. Фильтрационные исследования проводились на установке ПИК-ОФП-FD, позволяющей моделировать фильтрационные процессы, происходящие в ПЗП при статической и динамической фильтрации в соответствии с РД 39-0147001-742-92.Studies of the swelling ability of the core material when interacting with the claimed composition were carried out on the equipment "OFITE Swellmeter" in accordance with the methodology MI 11-63-2014 certified and included in the UNIIM Register of Rosstandart of the Russian Federation (certificate No. 222.0108/01.00258/2015), determination of compatibility with oil and formation waters was carried out on samples of oil and formation waters of three fields using the requirements of API RP 39 and RD 39-1-641-81, surface (interfacial) tension was determined on the KRUSS DSA100 device in accordance with the method certified and included in the UNIIM Register of Rosstandart of the Russian Federation MI 11-83-2014. Filtration studies were carried out on the PIK-OFP-FD unit, which makes it possible to simulate filtration processes occurring in the BFZ during static and dynamic filtration in accordance with RD 39-0147001-742-92.
Процесс приготовления заявляемого состава производится путем смешивания компонентов.The process of preparation of the claimed composition is carried out by mixing the components.
Состав УЖГ-1450 марка А плотностью 1320 кг/м3. Для получения 1 л жидкости глушения смешивали 829,5 г (62,84 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 318 г (24,09 мас.%), последовательно добавлялось 170 г (12,88 мас.%) хлористого натрия, после полного перемешивания добавляли 2,5 г (0,189 мас.%) композиции «Сульфен-35» (зимний).Composition UZHG-1450 grade A with a density of 1320 kg/m 3 . To obtain 1 l of killing liquid, 829.5 g (62.84 wt.%) of water were mixed with anhydrous calcium nitrate 318 g (24.09 wt.%), 170 g (12.88 wt.%) of sodium chloride were added successively, after complete mixing, 2.5 g (0.189 wt.%) of the composition "Sulfen-35" (winter) was added.
Состав УЖГ-1450 марка А плотностью 1400 кг/м3. Для получения 1 л жидкости глушения смешивали 776,5 г (55,46 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 451 г (32,21 мас.%), последовательно добавлялось 170 г (12,14 мас.%) хлористого натрия, после полного перемешивания добавляли 2,5 г (0,179 мас.%) композиции «Сульфен-35» (зимний).Composition UZHG-1450 grade A with a density of 1400 kg/m 3 . To obtain 1 l of killing liquid, 776.5 g (55.46 wt.%) of water were mixed with anhydrous calcium nitrate 451 g (32.21 wt.%), 170 g (12.14 wt.%) of sodium chloride were successively added, after complete mixing, 2.5 g (0.179 wt.%) of the composition "Sulfen-35" (winter) was added.
Состав УЖГ-1450 марка А плотностью 1450 кг/м3. Для получения 1 л жидкости глушения смешивали 743,5 г (51,28 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 534 г (36,83 мас.%), последовательно добавлялось 170 г (11,72 мас.%) хлористого натрия, после полного перемешивания добавляли 2,5 г (0,172 мас.%) композиции «Сульфен-35» (зимний).Composition UZHG-1450 grade A with a density of 1450 kg/m 3 . To obtain 1 liter of killing liquid, 743.5 g (51.28 wt.%) of water were mixed with anhydrous calcium nitrate 534 g (36.83 wt.%), 170 g (11.72 wt.%) of sodium chloride were successively added, after complete mixing, 2.5 g (0.172 wt.%) of the composition "Sulfen-35" (winter) was added.
Состав УЖГ-1450 марка Б плотностью 1320 кг/м3. Для получения 1 л жидкости глушения смешивали 827 г (62,65 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 318 г (24,09 мас.%), последовательно добавлялось 170 г (12,88 мас.%) хлористого натрия, после полного перемешивания добавляли 5 г (0,379 мас.%) ингибитора солеотложения «DESCAVENT».Composition UZHG-1450 grade B with a density of 1320 kg/m 3 . To obtain 1 l of killing liquid, 827 g (62.65 wt.%) of water were mixed with anhydrous calcium nitrate 318 g (24.09 wt.%), 170 g (12.88 wt.%) of sodium chloride were successively added, after complete mixing was added 5 g (0.379 wt.%) scale inhibitor "DESCAVENT".
Состав УЖГ-1450 марка Б плотностью 1400 кг/м3. Для получения 1 л жидкости глушения смешивали 774 г (55,29 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 451 г (32,21 мас.%), последовательно добавлялось 170 г (12,14 мас.%) хлористого натрия, после полного перемешивания добавляли 5 г (0,357 мас.%) ингибитора солеотложения «DESCAVENT».Composition UZHG-1450 grade B with a density of 1400 kg/m 3 . To obtain 1 liter of killing liquid, 774 g (55.29 wt.%) of water were mixed with anhydrous calcium nitrate 451 g (32.21 wt.%), 170 g (12.14 wt.%) of sodium chloride were successively added, after complete mixing was added 5 g (0.357 wt.%) scale inhibitor "DESCAVENT".
Состав УЖГ-1450 марка Б плотностью 1450 кг/м3. Для получения 1 л жидкости глушения смешивали 741 г (51,10 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 534 г (36,83 мас.%), последовательно добавлялось 170 г (11,72 мас.%) хлористого натрия, после полного перемешивания добавляли 5 г (0,345 мас.%) ингибитора солеотложения «DESCAVENT».Composition UZHG-1450 grade B with a density of 1450 kg/m 3 . To obtain 1 l of killing liquid, 741 g (51.10 wt.%) of water were mixed with anhydrous calcium nitrate 534 g (36.83 wt.%), 170 g (11.72 wt.%) of sodium chloride were successively added, after complete mixing was added 5 g (0.345 wt.%) scale inhibitor "DESCAVENT".
Составы жидкостей глушения с максимальной концентрацией солей, тестировали на коррозионную активность, температуру кристаллизации, совместимость с пластовым флюидом. Были проведены измерения содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а также исследования на кинетику набухания кернового материала после воздействия жидкости глушения, на поверхностное и межфазное натяжение водных растворов, фильтрационные испытания на керновом материале (таблицы 3, 4).The compositions of kill fluids with the maximum salt concentration were tested for corrosivity, crystallization temperature, and compatibility with formation fluid. Measurements of the content of harmful substances in the air of the working area were carried out, as well as studies on the kinetics of swelling of the core material after exposure to the killing fluid, on the surface and interfacial tension of aqueous solutions, filtration tests on the core material (tables 3, 4).
Claims (4)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2778752C1 true RU2778752C1 (en) | 2022-08-24 |
Family
ID=
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2277629C1 (en) * | 2005-02-18 | 2006-06-10 | Сергей Григорьевич Лазарев | Well killing method |
| RU2406745C1 (en) * | 2009-08-10 | 2010-12-20 | Сергей Александрович Рябоконь | Composition for preparing heavy process liquids for finishing and repairing oil and gas wells |
| RU2494246C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of bore-hole zone |
| US20170145284A1 (en) * | 2015-11-23 | 2017-05-25 | Baker Hughes Incorporated | High-density completion brines |
| RU2708924C1 (en) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure |
| RU2731965C1 (en) * | 2019-09-09 | 2020-09-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Heavy process fluid for killing wells, composition and method for preparation thereof |
| RU2744224C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2277629C1 (en) * | 2005-02-18 | 2006-06-10 | Сергей Григорьевич Лазарев | Well killing method |
| RU2406745C1 (en) * | 2009-08-10 | 2010-12-20 | Сергей Александрович Рябоконь | Composition for preparing heavy process liquids for finishing and repairing oil and gas wells |
| RU2494246C1 (en) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of bore-hole zone |
| US20170145284A1 (en) * | 2015-11-23 | 2017-05-25 | Baker Hughes Incorporated | High-density completion brines |
| RU2708924C1 (en) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure |
| RU2731965C1 (en) * | 2019-09-09 | 2020-09-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Heavy process fluid for killing wells, composition and method for preparation thereof |
| RU2744224C1 (en) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11268005B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
| RU2451169C1 (en) | Method of formation face zone development | |
| US20140116708A1 (en) | Synergistic corrosion inhibitor intensifiers for acidizing emulsions | |
| RU2581859C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole formation zone | |
| BR112020025531A2 (en) | COMPOSITION, AND, PROCESS FOR USING A COMPOSITION | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2778752C1 (en) | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 | |
| EA007769B1 (en) | Dry-acidic compositions for treating terrigenous reservoirs and de-argilization of well bottom zone | |
| AU2017200953C1 (en) | High density aqueous well fluids | |
| RU2744224C1 (en) | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells | |
| RU2301248C1 (en) | Base of composition for oxygen treatment of terrigenous reservoir and declaying of bottomhole formation zone | |
| RU2291181C1 (en) | COMPOSITION FOR PREPARING SOLID PHASE-FREE PROCESS FLUIDS (DENSITY UP TO 1600 kg/m3) DESIGNED FOR COMPLETING AND REPAIRING OIL AND GAS WELLS | |
| RU2717860C1 (en) | Composition for elimination of hydrate plugs | |
| RU2813763C1 (en) | Heavy process fluid, composition and method for its preparation, method of killing wells with heavy process fluid | |
| RU2470060C1 (en) | Base for calcium-free well-killing fluid | |
| RU2782915C1 (en) | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1600 kg/m3 | |
| RU2817459C1 (en) | Heavy process fluid, composition and method for its preparation, method of well killing with heavy process fluid | |
| RU2417302C1 (en) | Procedure preventing strap of upper part of drill string | |
| RU2309176C2 (en) | Technological liquid for perforation and damping holes | |
| RU2659918C1 (en) | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2731302C1 (en) | Composition for treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir | |
| RU2387687C2 (en) | Method for preparing process liquids of oil and gas wells | |
| RU2737597C1 (en) | Composition for preparation of heavy process fluid for well killing | |
| RU2628355C1 (en) | Stimulator of oil-bearing formation productivity | |
| RU2731965C1 (en) | Heavy process fluid for killing wells, composition and method for preparation thereof |