SU1423723A1 - Состав дл очистки скважины от песчаной пробки - Google Patents

Состав дл очистки скважины от песчаной пробки Download PDF

Info

Publication number
SU1423723A1
SU1423723A1 SU864047225A SU4047225A SU1423723A1 SU 1423723 A1 SU1423723 A1 SU 1423723A1 SU 864047225 A SU864047225 A SU 864047225A SU 4047225 A SU4047225 A SU 4047225A SU 1423723 A1 SU1423723 A1 SU 1423723A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
gas
oil
composition
omm
liquid mixture
Prior art date
Application number
SU864047225A
Other languages
English (en)
Inventor
Джафар Нариманович Таиров
Назим Шамиль Оглы Алиев
Садияр Сади Оглы Ахмедов
Original Assignee
Азербайджанский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Азербайджанский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности filed Critical Азербайджанский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority to SU864047225A priority Critical patent/SU1423723A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU1423723A1 publication Critical patent/SU1423723A1/ru

Links

Landscapes

  • Extraction Or Liquid Replacement (AREA)

Abstract

Изобретение относитс  к нефтедобы вающей пром-сти и позвол ет повысить эффективность состава за счет снижени  его кольматирующих свойств при одновременном удешевлении. Состав содержит углеводороды и газ. В качестве углеводородов состав содержит отработанное машинное масло (ОММ), а в качестве газа - углекислый газ (УГ), в количестве 5-25% от объема ОММ. Перед закачкой указанной газожидкостной смеси добывающую скважину исследуют , а затем осуществл ют очистку песчаной пробки раствором. Дл  его приготовлени  в бомбу PVT загружалось определенное количество ОММ и УГ. Смесь выдерживалась при 25-30°С. Затем с помощью мешалки УГ раствор лс  в жидкости до момента установлени  термодинамического равновеси . Коэффициент растворимости УГ в ОММ составил 1,67. 2 табл. С

Description

ГС
оо
N5
ОО
1
Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки песчаных пробок в нефт ных и газовых скважииых.
Целью изобретени   вл етс  повышение эффективности состава за счет снижени  его кольматируюш,их свойств при одновременном удешевлении.
Сущность изобретени  сводитс  к следующему .
Перед закачкой газожидкостной смеси (отработанное машинное .масло и СО2) добывающую скважину исследуют. Опреде« л ют процентное содержание воды, в зкость нефти, статический уровень жидкости и высоту песчаной пробки в стволе скважины. При этом устанавливают степень открыти  дыр перфорированной части обсадной колонны. При полном закрытии дыр фильтра против промываемого объекта спускают промывочные трубы за 4-5 м от поверхности песчаной пробки. Затем закачивают углекислый газ через затрубное пространство или через насосно-компрессорные трубы (НКТ) при давлении выше давлени  растворени  углекислого газа в компрессорном Mac:ie.
Таким образом, вьпие башмака НКТ в загрубиом пространстве создаетс  подушка углекислого газа, предотвращающего поступление сюда газожидкостной смеси.
После этого начинают закачку в скважину непосредственно газожидкостной смеси с пе.чью очистки песчаной пробки пр мой или обратной промывкой.
При частично открытых дырах фильтра или при определенных поглощени х рабочей жидкости НКТ спускают совместно с гидравлическим пакером до необходимой глубины. Затем закачивают газожидкостную смесь. При этом гидравлический пакер изолирует затрубное пространство. Тем самым создаетс  условие дл  очистки песчаной нробки до забо  скважины.
В результате экспериментов, проведенных с различными видами отработанных масел, установлено, что оптимальным  вл етс  добавление 5-25% СО2.
Основным параметром, по которому суд т о способности раствор тьс  газа в жидкости,  вл етс  коэффициент растворимости (К).
Резул1 таты экснериментов сведены в табл. 1.
Как видно из табл. 1, значение К резко возрастает именно на участке от 5 до 25% (в 3-4,5 раза). В то же врем  значение К дл  30% незначительно отличаетс  от предыдущего. Минимальным объемом добавлени   вл етс  5%.
Полученна  на основании лабораторных экспериментов газожидкостна  смесь (отработанное компрессорное масло и углекислый газ) при следующих параметрах: давление растворимости 4,2 МПа, температура 25% и содержание СО 5-25% от объема жидкости, закачиваетс  в скважину дл  очистки песчаных пробок.
В лабораторных услови х проведены экпериментальные исследовани  условий растворимости СОа в отработанных дизельном и компрессорном маслах с целью применени  смеси в качестве промывочной жидкости дл  очистки песчаных пробок в нефт ных и газовых скважинах.
0Результаты опытов представлены в
табл. 2.
Эксперименты проводились на установ ке по исследованию свойств пластовых флюидов по следующей методике.
еВ бомбу PVT, термостатируемую при
пластовой температуре (в среднем дл  песко- про вл ющих скважин 25-35°С), загружалось определенное количество отработанного масла (дизельного или компрессорного) или нефть. Затем добавл лось расчетное
0 количество углекислого газа (5-25% от объема жидкости). Смесь выдерживалась при температуре опыта. Затем с помощью мешалки в бомбе углекислый газ раствор лс  в жидкости до момента установлени  термодинамического равновеси  (стабилизации давлени  в бомбе). После этого проводилось дифференциальное разгазирование с целью определени  давлений растворимости СО в жидкост х, коэффициентов растворимости , увеличени  объема, в зкости,
Q плотности полученной смеси. Установка имеет насосы, создающие давление в гидравлической части бомбы, термостат, контрольно-измерительные приборы, манометры, термометры , устройство замера объемов газожидкостных систем.
5 Как видно из табл. 2, С02 лучще всего раствор етс  в отработанном компрессорном масле, при этом давление растворимости 4,2 МПа, коэффициент раствори.мости 1,67 (дл  примера: коэффициенты растворимости природных газов в нефт х Азербайджана
0 колеблютс  в пределах 0,26-0,42).
Далее в табл. 2 представлены услови  растворимости СО2 в нефт х и отработанном дизельном .масле. СО в этих жидкост х раствор етс  несколько хуже, чем в отрабос танном компрессорном масле.
Давление растворимости составл ет 18,0-19,3 МПа, коэффициенты растворимости 0,87-1,2. Это, как видно, несколько вы- Hje, чем дл  природных газов и нефтей, но ниже, чем дл  СО2 и отработанного
0 компрессорного масла, что, видимо, св зано в первую очередь с в зкостными характеристиками жидкостей и их химическим составом (содержание смол, парафинов).

Claims (1)

  1. Формула изобретени 
    5 Состав дл  очистки скважины от песчаной пробки, содержащий углеводороды и газ, отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности состава за счет сии- .
    жени  его кольматирующих свойств при одновременном удешевлении, в качестве углеводородов он содержит отработанное
    машинное масло, а в качестве газа углекислый газ, в количестве 5--25% от o6i,e ма отработанного машинного масла.
    Отработанное дизельное масло + СО
    Отработанное компрессорное масло + СО
    Нефть + СО
    19,3
    70
    18,0
    15,6
    4,2
    70,0
    Примечание: Рраег. - давление растворимости; f - газосодержание; К - коэффициент растворимости; b - коэффициент увеличени  объема газожидкостной смеси; J - цлотность газожидкостной смеси; - в зкость газожидкостной смеси.
    0,30 0,87 1,05
    0,41 1,67 1,78
    1,2 1,127
    0,8
    10
    0,87 1,125
    0,835 68
    1,67 1,62
    0,578 11
SU864047225A 1986-03-31 1986-03-31 Состав дл очистки скважины от песчаной пробки SU1423723A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU864047225A SU1423723A1 (ru) 1986-03-31 1986-03-31 Состав дл очистки скважины от песчаной пробки

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU864047225A SU1423723A1 (ru) 1986-03-31 1986-03-31 Состав дл очистки скважины от песчаной пробки

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1423723A1 true SU1423723A1 (ru) 1988-09-15

Family

ID=21230181

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU864047225A SU1423723A1 (ru) 1986-03-31 1986-03-31 Состав дл очистки скважины от песчаной пробки

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1423723A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102777138A (zh) * 2011-11-14 2012-11-14 中国石油大学(北京) 连续油管超临界co2射流冲砂解堵的方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Юрчак А. М. и др. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974, с. 108. Муравьев И. М. Эксплуатаци нефт ных месторождений. М., 1949, с. 755. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102777138A (zh) * 2011-11-14 2012-11-14 中国石油大学(北京) 连续油管超临界co2射流冲砂解堵的方法
CN102777138B (zh) * 2011-11-14 2016-01-27 中国石油大学(北京) 连续油管超临界co2射流冲砂解堵的方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2018202141A1 (en) Determining residual surfactant concentrations in produced water
NO332336B1 (no) Fremgangsmate for behandling av vedvarende fôringsror-ringromstrykk i et fôringsror-ringrom i en underjordisk bronn med ovenfra-og-ned overflateinjeksjon av fluider og tilsetningsstoffer
RU2652049C1 (ru) Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину
SU1423723A1 (ru) Состав дл очистки скважины от песчаной пробки
US2377529A (en) Method of treating oil wells
RU2269648C1 (ru) Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
RU2252238C1 (ru) Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов
RU2140531C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта
RU2662721C1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты)
RU2188930C2 (ru) Способ изоляции водопритока в скважине
Parra et al. Development and Application of New Multifunctional Foaming Agents to Enhance Production in Oil Wells
RU2291183C2 (ru) Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин
JP7404549B2 (ja) 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法
RU2791829C1 (ru) Способ ограничения притока воды в скважину
RU2046932C1 (ru) Способ глушения скважин
RU2104392C1 (ru) Способ глушения скважины и блокирующая жидкость для глушения скважины
RU2764512C1 (ru) Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов
RU2710050C1 (ru) Способ освоения сложнопостроенных залежей с низкими пластовыми давлениями и температурой
RU2054525C1 (ru) Способ заканчивания скважин
SU866150A1 (ru) Способ исследовани поглощающих пластов
RU2042807C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта
SU391262A1 (ru) ЖИДКОСТЬ дл ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН
RU2187625C1 (ru) Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты)
Rejepovich BASIC REQUIREMENTS FOR THE SELECTION OF DRILLING FLUIDS IN ORDER TO INCREASE THE OIL AND GAS RECOVERY OF RESERVOIRS
SU1199903A2 (ru) Способ бурени скважин с промывкой от осадка с использованием шламоуловител