RU2782915C1 - Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3 - Google Patents
Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3 Download PDFInfo
- Publication number
- RU2782915C1 RU2782915C1 RU2021132655A RU2021132655A RU2782915C1 RU 2782915 C1 RU2782915 C1 RU 2782915C1 RU 2021132655 A RU2021132655 A RU 2021132655A RU 2021132655 A RU2021132655 A RU 2021132655A RU 2782915 C1 RU2782915 C1 RU 2782915C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- mixture
- density
- calcium nitrate
- ivv
- Prior art date
Links
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title description 6
- 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
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N ATMP Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N benzyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[NH+](C)CC1=CC=CC=C1 CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 3
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract 2
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 7
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 7
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 11
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract description 9
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000007710 freezing Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 4
- 230000005712 crystallization Effects 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L Calcium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive Effects 0.000 description 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 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 2
- 231100000078 corrosive Toxicity 0.000 description 2
- 231100001010 corrosive Toxicity 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010001488 Aggression Diseases 0.000 description 1
- DVARTQFDIMZBAA-UHFFFAOYSA-O Ammonium nitrate Chemical compound [NH4+].[O-][N+]([O-])=O DVARTQFDIMZBAA-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L Calcium bromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N Hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000614 Poison Toxicity 0.000 description 1
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N Thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L Zinc chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- -1 ammonium nitrogen Chemical compound 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940059251 calcium bromide Drugs 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic Effects 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 1
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области заканчивания и ремонта добывающих и нагнетательных нефтяных и газовых скважин, может быть использовано для глушения продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением с целью выполнения различных видов работ в стволе скважины. Технический результат - снижение коррозионной активности, низкая температура замерзания приготовленной жидкости глушения, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, предотвращение осадкообразования, обеспечение требований к содержанию предельно допустимой концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны, выделяемых при приготовлении жидкости глушения, и сокращение времени ее приготовления. Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3 для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин представляет собой раствор, содержащий воду, безводный нитрат кальция марки «Премиум», ингибитор солеотложения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, и дополнительно хлорид кальция и водный раствор поверхностно-активных веществ и смеси одноатомных и многоатомных спиртов «Сульфен-35» зимний, или гидрофобизатор ИВВ-1 - водный раствор смеси алкилдиметилбензиламмоний хлорида и четвертичной аммониевой соли третичного амина, или гидрофобизатор «Неонол БС-1» - смесь неионогенных поверхностно-активных веществ, спиртов, гликолей и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: вода 40,84-62,83; безводный нитрат кальция марки «Премиум» 18,48-29,50; хлорид кальция 18,48-29,50; нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,0063-0,0076; «Сульфен-35» зимний, или гидрофобизатор ИВВ-1, или «Неонол БС-1» 0,156-0,189. 3 табл., 7 пр.
Description
Изобретение относится к области заканчивания и ремонта добывающих и нагнетательных нефтяных и газовых скважин, может быть использовано для глушения продуктивных пластов с аномально высоким пластовым давлением с целью выполнения различных видов работ в стволе скважины.
Известен состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, плотностью до 1600 кг/м3, содержащий нитрат кальция 28-67 мас.%, хлорид кальция 31-69 мас.%, оксид или ацетат двухвалентного металла 0,5-1,2 мас.% и ингибитор коррозии 0,75-2,5 мас.% (RU 2291181 С1).
Недостатком данного состава является наличие примесей в виде коллоидных твердых микрочастиц, вносимое с дешевыми техническими компонентами в количестве 0,1-0,3 мас.%. В таких же пределах находится содержание нерастворимых твердых микрочастиц и в других известных тяжелых жидкостях: «ТРИАСАЛТ СТ» содержит до 0,1 мас.% твердых примесей, аммонизированный раствор нитрата кальция содержит их до 0,6 мас.%.
Известен состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с плотностью до 1600 кг/м3, содержащий нитрат кальция технический 20,8-60,7 мас.%, хлорид кальция 39,0-78,8 мас.%, гидроксид кальция 0,2-0,3 мас.%, нейтрализнитрататор сероводорода 0,2-4,7 мас.% (RU 2427604 С1).
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).
Известен состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин плотностью до 1600 кг/м3, содержащий нитрат кальция 27,3-71,8 мас.%, хлорид кальция 25,66-71,94 мас.%, ингибитор солеотложения 0,02-0,1 мас.% и ингибитор коррозии 0,5-2,44 мас.%, гидрофобный коагулятор 0,05-0,16 мас.% (RU 2406745 С1).
Недостатками указанных составов является отсутствие совместимости с пластовыми водами, кроме того, неоптимальное соотношение реагентов и использование двухводного или четырехводного кальция азотнокислого способствует повышенному выделению паров вредных веществ (аммиак и др.) при приготовлении жидкостей, выпадению осадков в призабойной зоне пласта при взаимодействии с пластовыми и нагнетаемыми водами, повышенной температуре кристаллизации и повреждению коллекторских свойств продуктивного пласта.
Ближайшим аналогом заявленного изобретения 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; безводного нитрат кальция марки «Премиум»; ингибитора солеотложения - нитрилотриметилфосфоновая кислота и гидрофобизатор, в том числе, гидрофобизатор ИВВ-1. Однако массовая доля нитрата кальция в указанном составе составляет 35-41 мас.%, и не обеспечивает достижение минимальной температуры замерзания приготовленной жидкости глушения. Кроме того, 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 использование данного состава в условиях Крайнего Севера. В известных составах применяется двухводный и четырехводный нитрат кальция с низким содержанием основного вещества 65-80 мас.%, дополнительным недостатком данных реагентов является гигроскопичность и слеживаемость, осложняющие их хранение и использование. Раствор двухводного нитрата кальция имеет повышенное содержание нитрата аммония 0,7-1,0 мас.%, что негативно сказывается на коррозионных свойствах продукта и может проявлять существенную агрессивность при повышенных температурах 60-90°С. В марках А-Е, двух- и четырехводного нитрата кальция (ТУ 2181-073-32496445-2013) содержатся токсичные вещества (свинец, кадмий, мышьяк, ртуть), что при приготовлении растворов с применением данных марок нитрата кальция будет оказывать вредное воздействие на организм человека.
Задачей, поставленной перед заявляемым изобретением, является разработка рецептуры состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3, обеспечивающей выполнение санитарно-гигиенических требований в воздухе рабочей зоны при их приготовлении, снижение отрицательного воздействия на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, снижение коррозионной активности жидкости глушения и возможность применения заявленного состава в условиях низких температур Крайнего Севера.
Заявляемый состав жидкости глушения плотностью до 1600 кг/м3 (далее - УЖГ-1600) представляет собой раствор воды (40,84-62,83 мас.%); солей гранулированного безводного нитрата кальция марки «Премиум» (18,48-29,50 мас.%); гранулированного хлорида кальция (18,48-29,50 мас.%) с добавкой ингибитора солеотложения нитрилотриметилфосфоновой кислоты (далее - «НТФ») (0,0063-0,0076 мас.%); композиции «Сульфен-35» зимний (далее - «Сульфен-35» зимний) - водный раствор поверхностно-активных веществ и смеси одноатомных и многоатомных спиртов в жидкой форме, или водного раствора гидрофобизатора ИВВ-1 (далее - «ИВВ-1») - смесь алкилдиметилбензиламмония хлорида и четвертичной аммониевой соли третичного амина, или гидрофобизатора «Неонол БС-1» (далее - «Неонол БС-1») - смесь неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ), спиртов, гликолей и воды (0,156-0,189 мас.%). Количественный состав композиции (содержание ингредиентов) варьируется в зависимости от требуемой плотности раствора (таблица 1).
Технический результат заявляемого состава достигается за счет применения 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 0,3% характеризующимся выделением паров аммиака в пределах предельно допустимой концентрации (далее - ПДК) санитарно-гигиенических норм и правил, подбором оптимальной добавки - «Сульфен-35» зимний (или «ИВВ-1», или «Неонол БС-1»), обеспечивающих высокий коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта за счет снижения набухания глинистой составляющей коллектора в совокупности с предупреждением образования эмульсий при взаимодействии с нефтью и остаточной поровой водой и экспериментально обоснованного соотношения применяемых солей, что обеспечивает низкую температуру замерзания приготовленной жидкости глушения. При применении заявленного состава для глушения нагнетательных скважин дополнительно вводится добавка «НТФ» в целях предупреждения выпадения осадков при взаимодействии с нагнетаемыми водами, что позволяет после проведения ремонта не производить извлечение жидкости глушения из скважины.
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 сохранять свойства и хранить приготовленные жидкости глушения в технологических емкостях в условиях Крайнего Севера в связи с низкой коррозионной активностью и температурой замерзания.
Лабораторные исследования заявляемого состава и сравниваемых вариантов проводились в равных условиях, аналогично, с применением нормативных документов API RP 39, РД 39-1-641-81, ГОСТ Р 9.905-2007 и МИ 11-64-2014. Процесс приготовления заявляемого состава производится путем смешивания компонентов.
Пример 1 (RU 2427604 С1). В механической мешалке смешивали 480 г (48 мас.%) хлорида кальция, 480 г (48 мас.%) нитрата кальция технического, 3 г (0,3 мас.%) гидроксида кальция и 37 г (3,7 мас.%) хлорида цинка. Полученный состав растворяли в 607 мл воды. Получившиеся 1004 мл рассола плотностью 1 600 кг/м3 испытывали на температуру кристаллизации и коррозионную активность. Результаты испытаний приведены в таблице 2.
Пример 2 (RU 2387687 С2). В механической мешалке последовательно растворяли в воде кальций хлористый 30 мас.% с доведением плотности до значения, обеспечивающего необходимую температуру замерзания, далее вводили в раствор кристаллический четырехводный кальций азотнокислый 69,6 мас.% с предварительно введенными в него, путем перемешивания, ингибитором коррозии (тиомочевина 0,3 мас.%) и ингибитором солеотложения (оксиэтилидендифосфоновая кислота (далее - ОЭДФ) 0,1 мас.%).
Пример 3 (RU 2387687 С2). В механической мешалке последовательно растворяли в воде кальций хлористый 30 мас.% с доведением плотности до значения, обеспечивающего необходимую температуру замерзания, далее вводили в растворе кристаллический четырехводный кальций азотнокислый 69,6 мас.% с предварительно введенными в него, путем перемешивания, ингибитором коррозии (уротропин 0,3 мас.%) и ингибитором солеотложения (ОЭДФ 0,1 мас.%).
Пример 4. В механической мешалке последовательно смешивали 747,4 г (51,54 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 350 г (24,14 мас.%), последовательно добавляли 350 г (24,14 мас.%) хлористый кальций, после полного перемешивания добавляли 0,1 г реагента «НТФ» (0,0069 мас.%) и «Сульфен-35» зимний (или «ИВВ-1», или «Неонол БС-1») 2,5 г (0,172 мас.%). Получившийся 1 л рассола плотностью 1450 кг/м3 тестировали на коррозионную активность, температуру кристаллизации, совместимость с пластовым флюидом и определение коэффициента восстановления проницаемости. Были проведены измерения содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны (таблицы 2, 3).
Пример 5. В механической мешалке последовательно смешивали 717,4 г (47,83 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 390 г (26,00 мас.%), последовательно добавляли 390 г (26,00 мас.%) хлористого кальция, после полного перемешивания добавляли 0,1 г реагента «НТФ» (0,0067 мас.%) и «Сульфен-35» зимний (или «ИВВ-1», или «Неонол БС-1») 2,5 г (0,167 мас.%). Получившийся 1 л рассола плотностью 1500 кг/м3, исследовали по аналогии с примером 4.
Пример 6. В механической мешалке последовательно смешивали
653.4 г (40,84 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 472 г (29,50 мас.%), последовательно добавляли 472 г (29,50 мас.%) хлористого кальция, после полного перемешивания добавляли 0,1 г реагента «НТФ» (0,0063 мас.%) и «Сульфен-35» зимний (или «ИВВ-1», или «Неонол БС-1») 2,5 г (0,156 мас.%). Получившийся 1 л рассола плотностью 1600 кг/м3, исследовали по аналогии с примером 4.
Пример 7. В механической мешалке последовательно смешивали
653.5 г (40,84 мас.%) воды с безводным нитратом кальция 472 г (29,50 мас.%), последовательно добавляли 472 г (29,50 мас.%) хлористого кальция, после полного перемешивания добавляли 2,5 г «Сульфен-35» зимний (или «ИВВ-1», или «Неонол БС-1») (0,156 мас.%). Получившийся 1 л рассола плотностью 1600 кг/м3 исследовали по аналогии с примером 4.
Claims (2)
- Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3 для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, представляющая собой раствор, содержащий воду, безводный нитрат кальция марки «Премиум», ингибитор солеотложения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, отличающаяся тем, что дополнительно содержит хлорид кальция и водный раствор поверхностно-активных веществ и смеси одноатомных и многоатомных спиртов «Сульфен-35» зимний, или гидрофобизатор ИВВ-1 - водный раствор смеси алкилдиметилбензиламмоний хлорида и четвертичной аммониевой соли третичного амина, или гидрофобизатор «Неонол БС-1» - смесь неионогенных поверхностно-активных веществ, спиртов, гликолей и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
вода 40,84-62,83 безводный нитрат кальция марки «Премиум» 18,48-29,50 хлорид кальция 18,48-29,50 нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,0063-0,0076 «Сульфен-35» зимний, или гидрофобизатор ИВВ-1, или «Неонол БС-1» 0,156-0,189
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2782915C1 true RU2782915C1 (ru) | 2022-11-07 |
Family
ID=
Citations (8)
| 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 (ru) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Способ глушения скважин |
| RU2277629C1 (ru) * | 2005-02-18 | 2006-06-10 | Сергей Григорьевич Лазарев | Способ глушения 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 |
| US20170145284A1 (en) * | 2015-11-23 | 2017-05-25 | Baker Hughes Incorporated | High-density completion brines |
| RU2708924C1 (ru) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
| RU2731965C1 (ru) * | 2019-09-09 | 2020-09-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |
| RU2744224C1 (ru) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин |
Patent Citations (8)
| 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 (ru) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Способ глушения скважин |
| RU2277629C1 (ru) * | 2005-02-18 | 2006-06-10 | Сергей Григорьевич Лазарев | Способ глушения 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 |
| US20170145284A1 (en) * | 2015-11-23 | 2017-05-25 | Baker Hughes Incorporated | High-density completion brines |
| RU2708924C1 (ru) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
| RU2731965C1 (ru) * | 2019-09-09 | 2020-09-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |
| RU2744224C1 (ru) * | 2020-07-28 | 2021-03-03 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2019213396B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
| US3633672A (en) | Inhibition of deposition of scale | |
| RU2782915C1 (ru) | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1600 кг/м3 | |
| RU2581859C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| ES2433517T3 (es) | Inhibidores de la corrosión | |
| RU2365612C1 (ru) | Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин | |
| RU2423405C1 (ru) | Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью | |
| US10759985B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
| RU2519019C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин | |
| RU2291181C1 (ru) | СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м3 ) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН | |
| US4213934A (en) | Use of phosphorylated oxyalkylated polyols in conjunction with sulfite and bisulfite oxygen scavengers | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2778752C1 (ru) | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 | |
| NO20140908A1 (no) | Fremgangsmåte og sammensetning for å inhibere voks i en hydrokarbonblanding | |
| RU2709869C1 (ru) | Способ подготовки солянокислотного раствора для кислотной обработки скважины | |
| RU2650146C1 (ru) | Технологическая жидкость для ликвидации (длительной консервации) нефтяных и газовых скважин (2 варианта) | |
| 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 | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| RU2731965C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления | |
| RU2363717C1 (ru) | Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин | |
| NZ729059A (en) | High density aqueous well fluids | |
| Kayinbaeva et al. | PHYSICO-CHEMICAL PROPERTIES OF COMPOSITIONS BASED ON A TECHNICAL OIMASH SALT USED AS WELL JAMMING | |
| EP1038936A1 (en) | Brine fluids with improved corrosion properties | |
| Michael et al. | Development of new composition with effective biocidal and oil-displacing properties |