SU1609976A1 - Method of removing liquid from well - Google Patents
Method of removing liquid from well Download PDFInfo
- Publication number
- SU1609976A1 SU1609976A1 SU874349683A SU4349683A SU1609976A1 SU 1609976 A1 SU1609976 A1 SU 1609976A1 SU 874349683 A SU874349683 A SU 874349683A SU 4349683 A SU4349683 A SU 4349683A SU 1609976 A1 SU1609976 A1 SU 1609976A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- well
- hydrochloric acid
- gas
- oil
- fluid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности и может быть преимущественно использовано на поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Цель изобретени - повышение эффективности удалени жидкости из скважины. Дл реализации способа при открытой на затрубном пространстве задвижке через НКТ в скважину последовательно закачивают водный раствор отходов сахарной промышленности (дефикат) и пенообразующего ПАВ, например ТЭАL - М, раствор гудрона растительных масел (ГРМ) в углеводородной жидкости и сол ную кислоту. Осуществл ют их продавку водой или нефтью, или газом, или воздухом до полного выхода сол ной кислоты из НКТ в скважину, где она взаимодействует с дефикатом. В результате чего происходит выделение углекислого газа и вспенивание удал емой из скважины жидкости с последующим выносом этой жидкости на поверхность. Кроме того, ГРМ обладает высокими ингибирующими свойствами от углекислотной коррозии и образует защитный слой на внутренней и внешней поверхност х НКТ, а также на внутренней поверхности эксплуатационной колонны. 2 табл.The invention relates to the oil and gas industry and can be advantageously used at the late stage of the development of gas and gas condensate fields. The purpose of the invention is to increase the efficiency of fluid removal from the well. To implement the method, when the valve is open on the annular space, a water solution of the sugar industry (deficit) and foaming surfactant, for example TEAL - M, a solution of tar oil in vegetable oil and hydrochloric acid are sequentially pumped into the well through the tubing. They are pumped with water or oil, or gas, or air until the hydrochloric acid is completely released from the tubing into the well, where it interacts with the deficit. As a result, carbon dioxide is released and foaming of the fluid removed from the well followed by removal of this fluid to the surface. In addition, the belt possesses high inhibiting properties from carbon dioxide corrosion and forms a protective layer on the inner and outer surfaces of the tubing, as well as on the inner surface of the production string. 2 tab.
Description
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам удалени жидкости из скважины, и преимущественно может быть использовано на поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for removing fluid from a well, and can advantageously be used in the late stage of development of gas and gas condensate fields.
Целью изобретени вл етс повышение эффективности удалени жидкости из скважины.The aim of the invention is to increase the efficiency of fluid removal from the well.
Используемый в способе в качестве га- зовыдел ющего агента дефикат (отходы производства сахарной промышленности) содержит 70-75% мела (СаСоз) и 25-30% нерастворимых в сол ной кислоте мелкодисперсных частиц. Гудроны растительных масел (ГРМ) представл ют собой пастообразное негорючее и нетоксичное вещество с мол.вес. 300-310, нерастворимое в воде и неограниченно растворимое в нефтепродуктах . ГРМ обладает свойствами ингибитора углекислотной коррозиции, защитный эффект достигает 98 %.The deficat used in the process as a gassing agent (waste products from the sugar industry) contains 70-75% chalk (CaCoS) and 25-30% fine particles insoluble in hydrochloric acid. Vegetable oil tar (GRM) is a paste-like non-flammable and non-toxic substance with mol. 300-310, insoluble in water and unlimited soluble in petroleum products. RM has the properties of an inhibitor of carbon dioxide, the protective effect reaches 98%.
Испытани показали, что при взаимодействии 1 кг дефиката и сол ной кислоты (различной концентрации) протекает реак-. ци : СаСОз + 2HCI CaCIa + НаО + СОа, с выделением в нормальных услови х 201,6 углекислого газа. Количество сол ной кислоты различной концентрации на 1 кгдефиката , необходимого дл полного взаимодействи компонентов, приведено в табл. 1. Дл реализации способа количествоTests have shown that in the interaction of 1 kg of deficate and hydrochloric acid (of various concentrations) the reaction proceeds. chi: CaCO3 + 2HCI CaCIa + NaO + COA, with the release of carbon dioxide under normal conditions 201.6. The amount of hydrochloric acid of various concentrations per 1 kg of the certificate required for the complete interaction of the components is given in table. 1. To implement the method number
о о ю оoh oh oh
N4N4
ОчOch
дефиката и сол ной кислоты выбирают из услови получени углекислого газа в обье- ме, равном объему скважины (с учетом давлени в ней), из которой удал етс жидкость.Deficient and hydrochloric acid are selected from the condition of obtaining carbon dioxide in a volume equal to the volume of the well (taking into account the pressure in it) from which the liquid is removed.
в растворе ГРМ и углеводородной хид- ,кости компоненты берут в соотношеньт х + нефть (плотностью не выше 0,95) 1:3; ГРМ + газоконденсат или сол рка 1;2; ГРМ-ь + керосин 1:1.in the solution of the GRM and hydrocarbon head, the components of the bone are taken in the ratio x + oil (with a density not higher than 0.95) 1: 3; GRM + gas condensate or salt 1; 2; ГРМ-ь + kerosene 1: 1.
При Т8КИХ соотношени х ГРМ и углеводородной жидкости раздела/цельна среда имеет практически одинаковую в зкость, текучесть и адсорбционные свойства (при- липаемость).At the T8KY ratios of the GRM and hydrocarbon fluid, the section / whole medium has almost the same viscosity, fluidity and adsorption properties (stickiness).
Расчетное количество разделительной среды с учетом достижени ;vlaкcимaльнo высокого заш.мтного действи 0,5 м на 1000 м длины насосно-компрессорных труб.The estimated amount of the separation medium, taking into account the attainment of a maximally high overhang of 0.5 m per 1000 m of the length of the tubing.
В качестве пенообразующего ПАВ наиболее эффективно использование реагента ТЭА1-М, Количество ПАВ, которое выбирают в зависимости от состава и минерализации удал емой жидкости, 3,0-10% от объема последней.As a foaming surfactant, the use of TEA1-M reagent is most effective. The amount of surfactant, which is chosen depending on the composition and salinity of the liquid being removed, is 3.0–10% of the latter.
Способ осуществл ют сле,дующим образом .The method is carried out as follows.
Исход из объема конкретной скважины (эксплуатационной колонны) и минера лизации удал емой жидкости расчетным путем определ ют необходимые количества дефиката, сол ной кислоты, водного раствора ПАВ ТЭАС-1 или другого пенообразующего ПАВ, ГРМ и углеводородной жидкости. Путем интенсивного перемещивани отдельно готов т раствор дефиката и ТЭАС-М (первый раствор) и раствор ГРМ в углеводородной жидкости (разделительна жидкость ),Based on the volume of a specific well (production column) and mineralization of the liquid being removed, the necessary quantities of the detergent, hydrochloric acid, an aqueous solution of TEAS-1 surfactant or other foaming surfactant, timing and hydrocarbon liquids are determined by calculation. By intensively moving, a solution of the deficate and TEAS-M (the first solution) and a timing solution in the hydrocarbon liquid (separation liquid) are prepared separately.
При открытой на затрубном пространстве задвижке через НКТ в скважину последовательно закачивают первый раствор, разделительную жидкость и сол ную кислоту . Затем осуществл ют продавку сол ной кислоты водой, или нефтью, или газом, или воздухом до полного выхо,ца сол ной кислоты из НКТ в скважину, где она взаимодействует с дефикатом. Закрывают задвижку за- трубного пространства и подают продукцию скважины плинию,With the valve open on the annular space, the first solution, separation liquid and hydrochloric acid are sequentially pumped into the well through the tubing. Then, hydrochloric acid is pumped with water, or oil, or gas, or air until complete extraction of hydrochloric acid from the tubing into the well, where it interacts with the deficit. Close the gate valve and supply well production to the line,
При взаимодействии сол ной кислоты сIn the interaction of hydrochloric acid with
дефикатом выдел етс углекислый газ, который вспенивает жидкость ка забое скважины , образует трехфазную пену за счет содержани в дефикате нерастворимых вcarbon dioxide is released by the deficiency, which foams the liquid at the bottom of the well, forms a three-phase foam due to the content of insoluble in the defi
сол ной кислоте частиц с последующим выносом этой жидкости, что влечет за собой приток углеводорода из пласта и повышение производительности скважины. Кроме того, ГРМ,име высокую пол рность молекул , образует защитный ингибирующий слой на внутренней и внешней поверхност х НКТ, а также и на внутренней поверхности эксплуатационной колонны. Вслед за ГРМ закачивают раствор сол ной кислоты.hydrochloric acid particles, followed by the removal of this fluid, which entails the influx of hydrocarbons from the reservoir and an increase in well productivity. In addition, the timing, having a high polarity of molecules, forms a protective inhibitory layer on the inner and outer surfaces of the tubing, as well as on the inner surface of the production string. Following the GRM pumped solution of hydrochloric acid.
Дл поддержани высокой производительности скважины способ примен ют периодически по мере снижени ее производительности,To maintain high well productivity, the method is applied periodically as its productivity decreases,
В табл, 2 приведены результаты удалени жидкости из модели скважины данным способом и способом по прототипу.Table 2 shows the results of fluid removal from the well model by this method and the method of the prototype.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874349683A SU1609976A1 (en) | 1987-12-28 | 1987-12-28 | Method of removing liquid from well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874349683A SU1609976A1 (en) | 1987-12-28 | 1987-12-28 | Method of removing liquid from well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1609976A1 true SU1609976A1 (en) | 1990-11-30 |
Family
ID=21344754
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874349683A SU1609976A1 (en) | 1987-12-28 | 1987-12-28 | Method of removing liquid from well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1609976A1 (en) |
-
1987
- 1987-12-28 SU SU874349683A patent/SU1609976A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент US Ms 327643, кл. 166-45, опублик. 1966. Авторское свидетельство СССР NS 829883, кл. Е 21 В 43/25, 1979. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5146986A (en) | Methods of reducing the water permeability of water and oil producing subterranean formations | |
CA2889615C (en) | Scavenging hydrogen sulfide | |
AU2011329885B2 (en) | Foamers for downhole injection | |
RU2080909C1 (en) | Method of selectively reducing hydrogen sulfide and/or organic sulfide content in gaseous and/or liquid streams | |
EP2935524B1 (en) | Functionalized hydrogen sulfide scavengers | |
US4739831A (en) | Gas flooding process for the recovery of oil from subterranean formations | |
EA004514B1 (en) | Well treatment composition and method of hydraulically fracturing a coal bed | |
ES432054A1 (en) | Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement | |
US2583399A (en) | Corrosion prevention method | |
US5470823A (en) | Stimulation of coalbed methane production | |
US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
US5213691A (en) | Phosphonate-containing polymers for controlling scale in underground petroleum-containing formations and equipment associated therewith | |
SU1609976A1 (en) | Method of removing liquid from well | |
GB669216A (en) | Improved method for the secondary recovery of oil | |
US4060490A (en) | Composition and method for enhanced oil recovery utilizing aqueous polyacrylamide solutions | |
RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
CA1233779A (en) | Method of extracting and reutilizing surfactants from emulsions | |
DE60111778D1 (en) | METHOD FOR DESTROYING HYDROGEN SULPHIDE IN CARBON PRODUCTS | |
CA1058854A (en) | Composition and method of removing scale from oil wells | |
US4288332A (en) | Methods and compositions for treating subterranean formations | |
US3080920A (en) | Process for fracturing formations | |
RU2077668C1 (en) | Method for treating borehole with an acid | |
RU2077667C1 (en) | Method for treating oil seam near well bottom by acid | |
RU2232721C1 (en) | Neutralizer for reactive gases in oil deposit media | |
RU1774004C (en) | Method of blocking critical zone |