RU2794253C1 - Blocking compound for elimination of absorptions in production formations during well drilling - Google Patents
Blocking compound for elimination of absorptions in production formations during well drilling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2794253C1 RU2794253C1 RU2022123392A RU2022123392A RU2794253C1 RU 2794253 C1 RU2794253 C1 RU 2794253C1 RU 2022123392 A RU2022123392 A RU 2022123392A RU 2022123392 A RU2022123392 A RU 2022123392A RU 2794253 C1 RU2794253 C1 RU 2794253C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- elimination
- blocking composition
- formations during
- well
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к составам для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to compositions for the elimination of absorption in productive formations during well drilling.
Известен состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас. %: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное, (патент RU 2643394 С1, «Состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин и способ его приготовления и применения», патентообладатель - Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU), опубл. 01.02.2018).The composition of a polysaccharide fluid for killing and flushing wells is known, obtained by dissolving the Biolan biocide in fresh or mineralized water, represented mainly by a solution of monovalent cations, dissolving and hydrating in the resulting solution of a guar thickener, followed by the introduction of a complex reagent Neftenol USP with stirring until a micellar dispersion is obtained, followed by the addition of boron crosslinking agent SP-RD and stirring until complete crosslinking, in the following ratio, wt. %: guar thickener 0.2-1.0, indicated cross-linking agent 0.2-1.0, reagent Neftenol USP 6.0-10.0, Biolan biocide 0.004-0.01, indicated water - the rest, ( patent RU 2643394 C1, "Composition of a polysaccharide fluid for killing and flushing wells and a method for its preparation and use", patent holder - Closed Joint Stock Company "Khimeko-GANG" (RU), publ. 01.02.2018).
Недостатком известного состава является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости глушения в скважинах с аномально низким пластовым давлением из-за высокой плотности, равной или больше плотности воды.The disadvantage of the known composition is that it cannot be successfully used as a kill fluid in wells with abnormally low reservoir pressure due to the high density, equal to or greater than the density of water.
Ближайшим аналогом заявленного блокирующего состава является состав, применяемый при глушении скважин с аномально низким пластовым давлением, для осуществления чего используют пенообразующий раствор, содержащий загуститель, пенообразователь и воду, который при закачке в скважину подают совместно с азотом с азотной установки в объемном соотношении при нормальных условиях пенообразующий раствор : азот, равном 1:1÷10 соответственно, при этом пенообразующий раствор и азот подают через первый тройник, а получаемую пену подают через второй тройник, куда одновременно подают сшивающий раствор при объемном соотношении пенообразующий раствор : сшивающий раствор, равном 4÷6:1 соответственно, при этом используют в качестве загустителя гуаровую смолу или гидроксипропилгуар, в качестве пенообразователя - неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ Неонол АФ9-12 или анионоактивное ПАВ - Нефтенол МЛ, или смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - комплексное ПАВ Нефтенол ВВД, а в качестве воды - пресную или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы при следующем соотношении ингредиентов, кг/м3 пресной или минерализованной воды: указанный загуститель 4,0-8,0, указанный пенообразователь 1,0-10,0, а сшивающий раствор содержит пресную воду или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы, боратный сшиватель БС-1 или БС-1.3 и диэтаноламин, при следующем соотношении компонентов, кг/м3 пресной или минерализованной воды : указанный сшиватель 10,0-40,0, диэтаноламин 0,0-100,0 (патент RU 2330942 С2, «Способ глушения скважин с аномально низким пластовым давлением», патентообладатель - Магадова Л.A. (RU) и др., опубл. 10.08.2008).The closest analogue of the claimed blocking composition is a composition used when killing wells with abnormally low reservoir pressure, for which a foaming solution containing a thickener, a foaming agent and water is used, which, when injected into the well, is supplied together with nitrogen from a nitrogen plant in a volume ratio under normal conditions foaming solution: nitrogen, equal to 1:1÷10, respectively, while the foaming solution and nitrogen are fed through the first tee, and the resulting foam is fed through the second tee, where the crosslinking solution is simultaneously supplied at a volume ratio of foaming solution: crosslinking solution, equal to 4÷6 : 1, respectively, while using guar gum or hydroxypropyl guar as a thickener, non-ionic surfactant surfactant Neonol AF 9-12 or anionic surfactant Neftenol ML as a foaming agent, or a mixture of nonionic and anionic surfactants - complex surfactant Neftenol VVD, and as water - fresh or mineralized water, which mainly contains monovalent cations in the following ratio of ingredients, kg / m 3 fresh or mineralized water: the specified thickener 4.0-8.0, the specified foaming agent 1.0-10.0, and the crosslinking the solution contains fresh water or mineralized water, which mainly contains monovalent cations, borate crosslinker BS-1 or BS-1.3 and diethanolamine, in the following ratio of components, kg/m 3 of fresh or mineralized water: the specified crosslinker is 10.0-40.0, diethanolamine 0.0-100.0 (patent RU 2330942 C2, "Method of killing wells with abnormally low reservoir pressure", patentee - Magadova L.A. (RU) and others, publ. 10.08.2008).
Недостатком ближайшего аналога является то, что он не может быть эффективно применен в качестве состава для ликвидации поглощений в высокотемпературных пластах, а также в условиях катастрофического поглощения в продуктивных горизонтах, при которых требуется использование специальных кольматантов.The disadvantage of the closest analogue is that it cannot be effectively used as a composition to eliminate absorption in high-temperature formations, as well as in conditions of catastrophic absorption in productive horizons, which require the use of special colmatants.
Технической задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является устранение недостатков известных составов при создании блокирующего состава, позволяющего эффективно изолировать поглощения при бурении скважин в зонах несовместимых условий интервалов бурения в продуктивных интервалах в условиях поглощения бурового раствора и достижения проектных глубин с сохранением продуктивности коллекторов.The technical problem to be solved by the claimed technical solution is to eliminate the shortcomings of the known compositions when creating a blocking composition that makes it possible to effectively isolate losses when drilling wells in zones of incompatible conditions of drilling intervals in productive intervals in conditions of loss of drilling fluid and achieving design depths while maintaining reservoir productivity .
Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, состоит в сокращении времени строительства скважин за счет изоляции катастрофических поглощений в процессе бурения, уменьшении стоимости строительства скважин за счет сокращения времени строительства скважин и затрат на материалы для борьбы с поглощениями, а также в сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора в продуктивных горизонтах нефтегазовых скважин за счет применения сшитой полимерной пенной системы в комплексе с кислоторастворимым кольматантом.The technical result, to which the claimed technical solution is directed, is to reduce the time of well construction by isolating catastrophic losses during drilling, to reduce the cost of well construction by reducing the time of well construction and the cost of materials to combat losses, as well as to preserve filtration - capacitive properties of the reservoir in the productive horizons of oil and gas wells through the use of a cross-linked polymeric foam system in combination with an acid-soluble bridging agent.
Заявленный технический результат достигается за счет использования блокирующего состава для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин, включающего гелеобразователь – гуаровую камедь, термостабилизирующую добавку – гидроксипропилметилцеллюлозу – ГПМЦ, пенообразователь – ПолиПАВ-ВН, стабилизатор геля – бактерицид-Полибакцид, концентрат боратного сшивателя и жидкость затворения – техническую воду при следующем соотношении компонентов, кг/м3:The claimed technical result is achieved through the use of a blocking composition to eliminate losses in productive formations during well drilling, including a gelling agent - guar gum, a heat-stabilizing additive - hydroxypropyl methylcellulose - HPMC, a foaming agent - Polysurfactant-VN, a gel stabilizer - a bactericide-Polybaccid, a borate crosslinker concentrate and a liquid mixing - industrial water with the following ratio of components, kg / m 3 :
Кроме того, указанный технический результат достигается за счет того, что, в случае необходимости, в блокирующий состав может быть добавлен наполнитель, в качестве которого используют кислоторастворимые кольматанты в количестве до 10% от массы блокирующего состава.In addition, the specified technical result is achieved due to the fact that, if necessary, a filler can be added to the blocking composition, which is used as acid-soluble bridging agents in an amount of up to 10% by weight of the blocking composition.
Используемые для приготовления заявленного блокирующего состава для ликвидации поглощений компоненты обладают следующими характеристиками, указанными ниже.The components used to prepare the claimed blocking composition for elimination of absorptions have the following characteristics, indicated below.
Гуаровая камедь (например, по ТУ 2458-025-82330939-2009, ТУ 2458-019-57258729-2006) является полимерным структообразователем (загустителем), придающим заявляемому блокирующему составу высокие реологические и псевдопластичные свойства при взаимодействии с водным раствором концентрата сшивателя.Guar gum (for example, according to TU 2458-025-82330939-2009, TU 2458-019-57258729-2006) is a polymeric structurant (thickener) that imparts high rheological and pseudoplastic properties to the inventive blocking composition when interacting with an aqueous solution of a crosslinker concentrate.
Сшиватель (например, боратный БС-1 по ТУ 2499-069-17197708-03, 15%-ный концентрат которого используется при приготовлении заявленного блокирующего состава), применяется для образования химических связей между цепочками полимерных молекул. В результате образуется пространственная сшитая трехмерная структура, обладающая высокой прочностью, но при необходимости быстро разрушаемая введением слабокислого раствора, при этом происходит снижение вязкости блокирующего состава практически до значений, соответствующих вязкости используемой для его приготовления технической воды.A crosslinker (for example, borate BS-1 according to TU 2499-069-17197708-03, a 15% concentrate of which is used in the preparation of the claimed blocking composition) is used to form chemical bonds between chains of polymer molecules. As a result, a spatial cross-linked three-dimensional structure is formed, which has high strength, but, if necessary, is quickly destroyed by the introduction of a slightly acidic solution, while the viscosity of the blocking composition decreases almost to values corresponding to the viscosity of the technical water used for its preparation.
Гидроксипромилметилцеллюлоза (ГПМЦ), (например, ГПМЦ для буровых растворов марок MAILOSE MP 100KOD, MP150KOD, MP200KOD) используется в качестве вспомогательной водоудерживающей и термостабилизирующей добавки для применения в скважинах с температурой пласта >100°С, обеспечивая длительную стабильность сшитого пенного блокирующего состава и уменьшая необходимость в его повторных закачках, снижая риски флюидопроявлений при проведении технологических операций.Hydroxypromylmethylcellulose (HPMC), (e.g. HPMC for MAILOSE MP 100KOD, MP150KOD, MP200KOD drilling fluid grades) is used as an auxiliary water-retaining and heat-stabilizing additive for use in wells with formation temperatures >100°C, providing long-term stability of the cross-linked foam blocking composition and reducing the need for its re-injection, reducing the risks of fluid shows during technological operations.
Бактерицид полибакцид (ТУ 2458-092-97457491-2013) используется в качестве вспомогательного реагента для защиты от биоразложения состава при повышенных пластовых температурах.The bactericide polybaccid (TU 2458-092-97457491-2013) is used as an auxiliary reagent to protect the composition from biodegradation at elevated reservoir temperatures.
Полимерное поверхностно-активное вещество ПолиПАВ-ВН (водорастворимый неионогенный, ТУ 2458-067-97457491-2012) используется в качестве вспомогательной добавки для образования пены и регулирования плотности блокирующего состава, а также снижения риска образования водоэмульсионных блокад при его использовании в пластах-коллекторах, вскрываемых с применением растворов на углеводородной основе.The polymeric surfactant Polysurfactant-VN (water-soluble non-ionic, TU 2458-067-97457491-2012) is used as an auxiliary additive to form foam and control the density of the blocking composition, as well as reduce the risk of formation of water-based blockades when it is used in reservoir layers, opened using hydrocarbon-based solutions.
При необходимости, в условиях катастрофического поглощения, в блокирующий состав вводят наполнитель - кислоторастворимые кольматанты, например, мел или мраморную крошку (ТУ 5743-005-91892010-2011, ТУ 5716-003-52817785-03). Количество кольматанта в блокирующем составе зависит от интенсивности поглощений и может достигать 10% от массы блокирующего состава. Кислоторастворимые кольматанты добавляют в компонент 1 при перемешивании до введения сшивающего компонента 2, а при необходимости они могут быть разрушены введением в блокирующий состав слабокислого раствора.If necessary, under conditions of catastrophic absorption, a filler is introduced into the blocking composition - acid-soluble bridging agents, for example, chalk or marble chips (TU 5743-005-91892010-2011, TU 5716-003-52817785-03). The amount of colmatant in the blocking composition depends on the absorption intensity and can reach 10% by weight of the blocking composition. Acid-soluble colmatants are added to component 1 with stirring before the introduction of the cross-linking component 2, and if necessary, they can be destroyed by introducing a slightly acidic solution into the blocking composition.
Раствор полимера (гуаровой камеди) можно готовить на технической воде, а также на минерализованной воде, содержащей NaCl или KCl.The solution of the polymer (guar gum) can be prepared with technical water, as well as with mineralized water containing NaCl or KCl.
Оптимальное значение рН блокирующего состава находится в интервале от 7 до 10. При рН>10 осаждаются гидроксиды кальция и магния, присутствующие в пластовой воде. При рН<7 резко падает термостабильность состава. Содержание ионов Са2+, Mg2+ в воде затворения не должно превышать 500 мг/л, иона Fe2+ - 50 мг/л.The optimal pH value of the blocking composition is in the range from 7 to 10. At pH>10, calcium and magnesium hydroxides present in the formation water precipitate. At pH<7, the thermal stability of the composition drops sharply. The content of Ca 2+ , Mg 2+ ions in mixing water should not exceed 500 mg/l, Fe 2+ ions - 50 mg/l.
При приготовлении заявленного блокирующего состава сначала готовили гелеобразующий компонент, состоящий из гелеобразователя, термостабилизатора, бактерицида, пенообразователя и воды. Затем гелеобразующий компонент смешивали со сшивающим компонентом, состоящим из концентрата сшивателя и воды, при объемном соотношении указанных компонентов 3:1 соответственно.When preparing the claimed blocking composition, a gel-forming component was first prepared, consisting of a gel-forming agent, a heat stabilizer, a bactericide, a foaming agent and water. Then the gelling component was mixed with the crosslinking component, consisting of the concentrate of the crosslinker and water, at a volume ratio of these components of 3:1, respectively.
Наиболее значительным аспектом в приготовлении блокирующего состава является введение добавок ГПМЦ и бактерицида для защиты от разложения при повышенных пластовых температурах >100°С и введение ПолиПАВ-ВН в качестве вспомогательной добавки для снижения риска образования стойких водоэмульсионных блокад при использовании состава в пластах-коллекторах, вскрываемых с применением буровых растворов на неводной основе.The most significant aspect in the preparation of the blocking composition is the introduction of HPMC and bactericide additives to protect against decomposition at elevated reservoir temperatures >100°C and the introduction of Polysurfactant-VN as an auxiliary additive to reduce the risk of formation of persistent water-based blockades when using the composition in reservoirs being opened using non-aqueous drilling fluids.
Сущность изобретения поясняется подробным описанием конкретных, но не ограничивающих настоящее изобретение примеров приготовления блокирующего состава.The essence of the invention is illustrated by a detailed description of specific, but not limiting the present invention, examples of the preparation of the blocking composition.
В таблице приведен компонентный состав и свойства исследованных рецептур блокирующего состава для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважинThe table shows the component composition and properties of the studied formulations of the blocking composition for the elimination of losses in productive formations during well drilling
Пример 1 (состав по патенту RU 2330942 С2).Example 1 (composition according to patent RU 2330942 C2).
В стеклянный стакан емкостью 100 мл наливали 80 мл пресной воды, при слабом перемешивании лопастной мешалкой вводили 0,3 г (4,0 кг/м3) гуаровой камеди, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,1 г (1,0 кг/м3) неионогенного ПАВ Неонола АФ9-12, полученный раствор помещали в фарфоровую емкость объемом 1500 мл и вспенивали перемешиванием лопастной мешалкой в течение 5 мин со скоростью 3000 об/мин, перемещая емкость вверх-вниз с захватом воздуха (компонент 1).80 ml of fresh water was poured into a glass beaker with a capacity of 100 ml, 0.3 g ( 4.0 kg/m 0.1 g (1.0 kg/m 3 ) of the nonionic surfactant Neonol AF 9-12 was introduced without stopping stirring, the resulting solution was placed in a porcelain container with a volume of 1500 ml and foamed by stirring with a paddle mixer for 5 min at a speed of 3000 rpm min, moving the container up and down with the capture of air (component 1).
В 20 мл пресной воды растворяли 0,2 г (10,0 кг/м3) боратного сшивателя БС-1 (компонент 2).In 20 ml of fresh water was dissolved 0.2 g (10.0 kg/m 3 ) borate crosslinker BS-1 (component 2).
В полученную пену (компонент 1) при перемешивании вводили компонент 2 и продолжали перемешивание еще в течение 1-2 минут для полной сшивки. Визуально наблюдали повышение вязкости системы при отсутствии накручивания образовавшегося блокирующего состава на лопасти мешалки, что свидетельствует о незначительной сшивке компонентов в исследованных условиях.Component 2 was introduced into the resulting foam (component 1) with stirring and stirring was continued for another 1-2 minutes for complete crosslinking. An increase in the viscosity of the system was visually observed in the absence of winding of the resulting blocking composition on the stirrer blades, which indicates a slight crosslinking of the components under the studied conditions.
Пример 2.Example 2
В стакан емкостью 1500 мл наливали 1000 мл пресной воды, куда при интенсивном перемешивании лопастной мешалкой вводили 4,8 г (3,4 кг/м3) гуаровой камеди, после чего полученный раствор перемешивали в течение 20 минут до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,4 г (0,3 кг/м3) ГПМЦ и перемешивали еще в течении 10 минут, после чего вводили дополнительно 0,7 г (0,4 кг/м3) ПолиПАВ-ВН и 0,7 г (0,4 кг/м3) Бактерицида. Полученный состав вспенивали интенсивным перемешиванием, перемещая стакан по вертикали с захватом воздуха в течение 5 минут (компонент 1).1000 ml of fresh water was poured into a 1500 ml beaker, where 4.8 g (3.4 kg/ m , without stopping stirring, introduced 0.4 g (0.3 kg/m 3 ) HPMC and stirred for another 10 minutes, after which an additional 0.7 g (0.4 kg/m 3 ) Polysurfactant-VN and 0 .7 g (0.4 kg / m 3 ) Bactericide. The resulting composition was foamed by intensive stirring, moving the glass vertically with the capture of air for 5 minutes (component 1).
В отдельной емкости 500 мл растворяли 5,1 г (3,4 кг/м3) концентрата боратного сшивателя в 333 мл воды (компонент 2).In a separate 500 ml container, 5.1 g (3.4 kg/m 3 ) of the borate crosslinker concentrate were dissolved in 333 ml of water (component 2).
В компонент 1 при перемешивании быстро вводили компонент 2 и продолжали перемешивать еще 1-2 минуты до полной сшивки. Визуальный результат сшивки - накручивание образовавшегося геля блокирующего состава на лопасти мешалки.Component 2 was quickly introduced into component 1 with stirring and stirring was continued for another 1-2 minutes until complete crosslinking. The visual result of the crosslinking is the winding of the formed gel of the blocking composition onto the stirrer blades.
Пример 3.Example 3
В стакан емкостью 1500 мл наливали 1000 мл пресной воды, куда при интенсивном перемешивании лопастной мешалкой вводили 5,5 г (3,9 кг/м3) гуаровой камеди, полученный раствор перемешивали в течении 20 минут до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,8 г (0,6 кг/м3) ГПМЦ и перемешивали еще в течении 10 минут, после чего вводили дополнительно 1,3 г (0,9 кг/м3) ПолиПАВ-ВН и 1,3 г (0,9 кг/м3) Бактерицида. Полученный состав вспенивали интенсивным перемешиванием, перемещая стакан по вертикали с захватом воздуха в течение 5 минут (компонент 1).1000 ml of fresh water was poured into a beaker with a capacity of 1500 ml, where 5.5 g (3.9 kg/ m stopping stirring, introduced 0.8 g (0.6 kg/m 3 ) HPMC and stirred for another 10 minutes, after which an additional 1.3 g (0.9 kg/m 3 ) Polysurfactant-VN and 1.3 g (0.9 kg/m 3 ) Bactericide. The resulting composition was foamed by intensive stirring, moving the glass vertically with the capture of air for 5 minutes (component 1).
В отдельной емкости объемом 500 мл растворяли 14,2 г (9,9 кг/м3) концентрата боратного сшивателя в 333 мл воды (компонент 2).In a separate 500 ml container, 14.2 g (9.9 kg/m 3 ) of the borate crosslinker concentrate were dissolved in 333 ml of water (component 2).
В компонент 1 при перемешивании быстро вводили компонент 2 и продолжали перемешивать еще от 20 сек до 2 минут до полной сшивки. Визуальный результат сшивки - накручивание образовавшегося геля блокирующего состава на лопасти мешалки.Component 2 was quickly introduced into component 1 with stirring and stirring was continued for another 20 seconds to 2 minutes until complete crosslinking. The visual result of the crosslinking is the winding of the formed gel of the blocking composition onto the stirrer blades.
Полученные вспененные гелевые системы заливали в стеклянные цилиндры емкостью 1000-1500 мл, для определения кратности и стабильности пены полученных блокирующих составов.The resulting foamed gel systems were poured into glass cylinders with a capacity of 1000-1500 ml to determine the expansion and stability of the foam of the obtained blocking compositions.
Кратность пены определялась отношением объема полученной пены к объему жидкой фазы, а устойчивость - временем, в течение которого из пены выделялось 50% жидкой фазы. Исследования кратности и стабильности полученных вспененных гелевых систем блокирующих составов проводились при температуре 100°С и атмосферном давлении, с контрольными измерениями через 3 и 14 суток. Результаты исследований представлены в Таблице.The expansion ratio of the foam was determined by the ratio of the volume of the resulting foam to the volume of the liquid phase, and the stability was determined by the time during which 50% of the liquid phase was released from the foam. Studies of the multiplicity and stability of the obtained foamed gel systems of blocking compositions were carried out at a temperature of 100°C and atmospheric pressure, with control measurements after 3 and 14 days. The research results are presented in the Table.
Из Таблицы следует, что блокирующие составы, имеющие заявленное количественное соотношение компонентов, обладают более высокой термоустойчивостью и стабильностью, по сравнению с составом, полученным по рецептуре, приведенной в прототипе. Рекомендуемая максимальная концентрация ГПМЦ составляет 0,3 кг/м3, так как при ее повышении не происходит роста термостойкости полученного блокирующего состава.From the Table it follows that the blocking compositions, having the stated quantitative ratio of components, have a higher thermal stability and stability, compared with the composition obtained according to the recipe given in the prototype. The recommended maximum concentration of HPMC is 0.3 kg/m 3 , since with its increase there is no increase in the heat resistance of the obtained blocking composition.
Блокирующие составы, полученные в условиях примеров 2 и 3 исследовали также на кислоторастворимость, для чего в них вводили по 50 мл 3%-ной соляной кислоты. При этом составы разрушались до образования водной эмульсии с диспергированными в объеме жидкости частицами полисахаридного загустителя. Это указывает на возможность легкого разрушения предлагаемых пенных систем при использовании промывки скважины слабокислым раствором, без образования при этом кольматирующих осадков. Составы по примерам 2 и 3 обладают одинаковой плотностью и термостабильностью, однако, в составе 3 содержание ГПМЦ выше в 2 раза, следовательно, его рецептура не оптимальна с точки зрения расхода реагентов.The blocking compositions obtained under the conditions of examples 2 and 3 were also investigated for acid solubility, for which they were injected with 50 ml of 3% hydrochloric acid. In this case, the compositions were destroyed to the formation of an aqueous emulsion with particles of a polysaccharide thickener dispersed in the volume of the liquid. This indicates the possibility of easy destruction of the proposed foam systems when using well flushing with a weakly acidic solution, without the formation of clogging deposits. The compositions according to examples 2 and 3 have the same density and thermal stability, however, in composition 3, the content of HPMC is 2 times higher, therefore, its formulation is not optimal in terms of reagent consumption.
Заявленный блокирующий состав по рецептурам 2, 3 обладает низкой плотностью (около 700 кг/м3) за счет содержания в составе газовой фазы, а также высокой вязкостью, соответствующей вязкоупругим системам. Здесь надо отметить следующее. Наличие газовой фазы в составе блокирующего состава снижает его плотность и удельный вес, что удешевляет композицию, а используемый в качестве жидкой фазы водный полимерный раствор в смеси со сшивателем позволяет распределять газовую фазу в объеме блокирующего состава равномерно и эффективно, повышая устойчивость полученной пенной композиции блокирующего состава к внешнему механическому воздействию. Такой состав обладает более высокой устойчивостью, чем в способе по прототипу.The claimed blocking composition according to recipes 2, 3 has a low density (about 700 kg/m 3 ) due to the content of the gas phase in the composition, as well as high viscosity, corresponding to viscoelastic systems. The following should be noted here. The presence of a gas phase in the composition of the blocking composition reduces its density and specific gravity, which reduces the cost of the composition, and the aqueous polymer solution used as a liquid phase in a mixture with a crosslinker allows the gas phase to be distributed in the volume of the blocking composition evenly and efficiently, increasing the stability of the obtained foam composition of the blocking composition to external mechanical stress. This composition has a higher stability than in the method according to the prototype.
Заявленный блокирующий состав эффективен для ликвидации поглощений в высокотемпературных продуктивных пластах при бурении скважин. Кроме того, при необходимости имеется возможность его полного разрушения при взаимодействии со слабокислым раствором, при этом сохраняется проницаемость коллектора. Отсутствие необходимости использования высококонцентрированных кислот для разрушения блокирующего состава значительно снижает риск кислотной коррозии внутрискважинного оборудования.The claimed blocking composition is effective for eliminating absorption in high-temperature productive formations during well drilling. In addition, if necessary, there is the possibility of its complete destruction when interacting with a weakly acidic solution, while maintaining the permeability of the reservoir. The absence of the need to use highly concentrated acids to destroy the blocking composition significantly reduces the risk of acid corrosion of downhole equipment.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2794253C1 true RU2794253C1 (en) | 2023-04-13 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2246609C2 (en) * | 2003-04-15 | 2005-02-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Well killing polysaccharide gel composition and method for producing the same |
| US7087554B2 (en) * | 2003-04-10 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
| RU2330942C2 (en) * | 2005-11-23 | 2008-08-10 | Любовь Абдулаевна Магадова | Method of killing wells with abnormal low formation pressure |
| RU2487909C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Blocking composite for isolation of loss-circulation zones during well drilling and workover operation |
| RU2627807C1 (en) * | 2016-08-03 | 2017-08-11 | Павел Юрьевич Илюшин | Oil and gas well killing fluid |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7087554B2 (en) * | 2003-04-10 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluids with improved shale inhibition and methods of drilling in subterranean formations |
| RU2246609C2 (en) * | 2003-04-15 | 2005-02-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Well killing polysaccharide gel composition and method for producing the same |
| RU2330942C2 (en) * | 2005-11-23 | 2008-08-10 | Любовь Абдулаевна Магадова | Method of killing wells with abnormal low formation pressure |
| RU2487909C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Blocking composite for isolation of loss-circulation zones during well drilling and workover operation |
| RU2627807C1 (en) * | 2016-08-03 | 2017-08-11 | Павел Юрьевич Илюшин | Oil and gas well killing fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7638468B2 (en) | Surfactant based viscoelastic fluids | |
| US6302209B1 (en) | Surfactant compositions and uses therefor | |
| RU2369736C2 (en) | System of stabilisers and enhancers of functional qualities of aqueous liquids, thickened by viscoelastic surfactants | |
| US4591447A (en) | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same | |
| US4695389A (en) | Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same | |
| US6432885B1 (en) | Well treatment fluids and methods for the use thereof | |
| US6035936A (en) | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations | |
| EP3212732B1 (en) | Polymer compositions | |
| EA010933B1 (en) | Well treatment composition crosslinkers and uses thereof | |
| EA011222B1 (en) | Dry blend fracturing fluid additives | |
| CA1283530C (en) | Fracturing fluid slurry concentrate and method of use | |
| EA015149B1 (en) | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers | |
| EP1460121B1 (en) | Well treating fluids | |
| EA015579B1 (en) | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids | |
| EA023265B1 (en) | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications | |
| US20230035268A1 (en) | Nanoemulsions for use in subterranean fracturing treatments | |
| CA2674182A1 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid composition, methods of preparation and methods of use | |
| WO2016196812A1 (en) | High strength, operationally robust lost circulation preventative pseudo-crosslinked material | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| AU2017401563A1 (en) | Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology | |
| RU2794253C1 (en) | Blocking compound for elimination of absorptions in production formations during well drilling | |
| RU2256787C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases | |
| WO2013081805A1 (en) | BREAKING DIUTAN WITH OXALIC ACID AT 180 °F to 220 °F | |
| RU2385893C1 (en) | Reagent-additive to liquid for killing of well | |
| RU2246609C2 (en) | Well killing polysaccharide gel composition and method for producing the same |