SU1721220A1 - Состав дл разглинизации скважины - Google Patents
Состав дл разглинизации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- SU1721220A1 SU1721220A1 SU894698824A SU4698824A SU1721220A1 SU 1721220 A1 SU1721220 A1 SU 1721220A1 SU 894698824 A SU894698824 A SU 894698824A SU 4698824 A SU4698824 A SU 4698824A SU 1721220 A1 SU1721220 A1 SU 1721220A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- increasing
- carbonate
- clay
- dispersion
- composition
- Prior art date
Links
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 11
- MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-L sodium;oxido carbonate Chemical compound [Na+].[O-]OC([O-])=O MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 3
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004160 Ammonium persulphate Substances 0.000 claims 1
- 235000019395 ammonium persulphate Nutrition 0.000 claims 1
- -1 peroxide compound Chemical class 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 16
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 abstract description 6
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 abstract description 6
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 abstract 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 9
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- HHEFNVCDPLQQTP-UHFFFAOYSA-N ammonium perchlorate Chemical compound [NH4+].[O-]Cl(=O)(=O)=O HHEFNVCDPLQQTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N aluminum;trihydroxy(trihydroxysilyloxy)silane;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O[Si](O)(O)O HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000001166 ammonium sulphate Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000036252 glycation Effects 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 235000011149 sulphuric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к горной промышленности , в частности к составам дл разглинизации скважин. Цель изобретени - повышение эффективности работы состава за счет увеличени дисперсности глинистых частиц при одновременном повышении стабильности химических реагентов. Состав включает следующие ингредиенты при их соотношении, мас.%: аммоний над- сернокислый 15-30, пероксокарбонат натри 6-10, вода остальное. Состав готов т путем смешени компонентов. За счет увеличени дисперсности глинистых частиц более качественно очищаетс поровое пространство профильтровой зоны. 1 табл.
Description
Изобретение относитс к горной промышленности , а именно к способам освоени скважин.
Известны составы дл реагентной раз- глинизации скважин, включающие сильные минеральные кислоты или смеси кислот, например 5-25% HCI и 0,1 - 6% H2S04.
Недостатком этого состава реагентов вл етс низка скорость разрушени глинистых кольматирующих образований сложного состава.
Наиболее близким к предлагаемому вл етс состав дл разглинизации скважин, включающий соль и гидроксид аммони и перекись водорода.
Недостатками известного способа вл ютс относительно невысока дисперст- ность глинистых частиц, что существенно ухудшает эффективность разглинизации
скважин, а также невысока скорость процесса диспергации. Кроме того в известный состав входит жидка перекись водорода, неудобна в транспортировке и хранении, имеюща низкую стабильность и тер юща свои свойства при воздействии тепла, света, а также при попадании в нее ионов т желых металлов.
Целью изобретени вл етс повышение эффективности разглинизации за счет увеличени дисперсности глинистых частиц при одновременном повышении стабильности химических реагентов.
Поставленна цель достигаетс тем, что состав дл разглинизации скважин включает аммоний надсернокислый(1МН4)25208, пе- рексокарбонат натри №2СОз;Н202 1,5Н20 и воду при следующем соотношении компонентов , мас.%:
КЗ
«.&
К5 Ю
15-30
6-10 Остальное
Эффективность процесса разглиниза- ции скважин во многом определ етс величиной дисперстности глинистых частиц, получающихс при взаимодействии глин с 10 раствором солей. Действительно, при бурении скважины на ее стенке образуетс тонкий слой глин. При контакте с раствором солей происход т ионообменные реакции, привод щие к замещению противоионов, 15 наход щихс в глине, на ионы раствора.
Это, в свою очередь, сопровождаетс изменением Ј -потенциала, определ ющего устойчивость глинистого коллоида. Соответствующим подбором солей 20 обеспечиваютс услови , при которых произойдет самопроизвольное диспергирование глинистых частиц (пептизаци ). При этом, чем меньше размер этих частиц, тем егче и быстрее их можно удалить из тре- 25 щин и каналов, по которым происходит фильтраци нефти, воды или газа в скважину . Таким образом размер глинистых чешуек вл етс очень важным параметром, определ ющим эффективность процесса 30 разглинизации в целом.
Предлагаемый состав обладает более высокой стабильностью химических реагенов к внешним воздействи м по сравнению известным.35
Выбор оптимальных концентраций реагентов осуществл лс по следующей метоике . Сферические образцы глины сложного состава (монтмориллонит-каолинит с галлуазитом) весом в 1 г погружались 40 в водные растворы перекиси водорода, т.е. аммони хлористого, аммони сернокислого , карбоната аммони , аммони азотнокислого (по прототипу), в растворы пероксокарбоната натри Ыа2СОз% 1,5Н20 и в растворы аммони надсернокислого (NH4)2S208, а также в композиционные растворы, состо щие из пероксокарбоната натри Ма2СОз Н202-1,5Н20 и аммони над- сернокислого (NH4)aS20e различных кон- 50 центраций. Опыты проводились при комнатной температуре (20°С). Врем полного разрушени образцов глин фиксирова- ись по секундомеру. Дисперсность глинистых частиц определ лась с помощью 55 абораторного пол ризационного микроскопа МП-3.
Данные лабораторных испытаний приведены в таблице.
Из приведенных данных видно, что оптимальной концентрацией пероксокарбоната натри можно считать 6-10% концентрацию. Уменьшение его концентрации повышает врем разрушени образцов глин. Повышение концентрации пероксокарбоната натри ведет к непроизводительной трате реагента при незначительном сокращении времени разрушени образцов.
Лабораторный эксперимент показал также, что с увеличением концентрации аммони надсернокислого сокращаетс врем воздействи и увеличиваетс скорость разрушени глинистых образцов, причем при концентрации свыше 10% скорость разрушени увеличиваетс уже незначительно, при этом увеличение концентрации свыше 30% нецелесообразно в св зи с большой тратой реагентов при незначительном увеличении скорости разрушени сферических глинистых образцов.
Двухкомпонентные растворы, состо щие из пероксокарбоната натри и аммони надсернокислого позвол ют значительно повысить скорость разрушени глинистых образцов при одновременном увеличении дисперсности глинистых частиц (см.табли- цу), причем лучшие результаты были получены при использовании оптимальных концентраций, полученных дл однокомпо- нентных растворов. Из таблицы видно, что при концентраци х пероксокарбоната натри 7% и аммони надсернокислого 15- 30% увеличиваетс скорость разрушени глинистых сферических образцов. Таким образом оптимальными концентраци ми двухкомпонентного раствора можно считать 6-10% пероксокарбоната натри и 15- 30% аммони надсернокислого.
Сравнение дисперсности глинистых частиц в указанном диапазоне концентраций показывает, что при использовании предлагаемого состава размеры частиц составл ют менее 0,1 мкм, а при использовании известного состава - 0,5-0,3 мм, что существенно больше.
П р и м е р. На устье скважины в емкости приготавливают раствор предлагаемых концентраций . Приготовленный раствор по на- сосно-компрессорным трубам, спущенным на глубину нижней части фильтра, закачиваетс в скважину, затем чистой водой вытесн ют его из насосно-компрессорных труб в интервал фильтра. Далее перекрывают на- сосно-компрессорные трубы и в межтрубном пространстве создают избыточное давление с таким расчетом, чтобы реагент- ный раствор проник в профильтровую зону
на глубину превышающую радиус глинизации прифильтровой зоны. После чего скважину выдерживают при созданном давлении с раствором в течение 8-10 ч. После окончани реагентной обработки скважины сбрасывают давление и производ т прокачку скважины.
В предлагаемом составе дл разгли- низации скважин используютс доступные безвредные и химически устойчивые реагенты, которые обеспечивают высокую эффективность разглинизации за счет сокращени времени диспергации глинистой корки и увеличени дисперсности глинистых частиц, что позвол ет
0
Claims (1)
- Формула изобретени Состав дл разглинизации скважины, включающий аммоний надсернокислый, пе- рекисное соединение и воду, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности его работы за счет увеличени дисперсности глинистых частиц при одновременном повышении стабильности химических реагентов, он в качестве пере- кисного соединени содержит пероксокар- бонат натри при следующем соотношении компонентов, мас.%:АммонийнадсернокислыйПероксокарбонат15-30
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894698824A SU1721220A1 (ru) | 1989-05-30 | 1989-05-30 | Состав дл разглинизации скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894698824A SU1721220A1 (ru) | 1989-05-30 | 1989-05-30 | Состав дл разглинизации скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1721220A1 true SU1721220A1 (ru) | 1992-03-23 |
Family
ID=21451116
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894698824A SU1721220A1 (ru) | 1989-05-30 | 1989-05-30 | Состав дл разглинизации скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1721220A1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2124122C1 (ru) * | 1997-02-25 | 1998-12-27 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Реагент для разрушения кольматирующих глинистых образований в призабойной зоне пласта после бурения или капитального ремонта скважины |
| RU2162146C1 (ru) * | 1999-06-01 | 2001-01-20 | Токарев Михаил Андреевич | Способ обработки заглинизированных пластов |
| RU2242603C1 (ru) * | 2003-07-28 | 2004-12-20 | Мараков Владимир Юрьевич | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта |
| RU2262594C2 (ru) * | 2003-06-03 | 2005-10-20 | Евстифеев Сергей Владиленович | Способ и состав для разглинизации призабойной зоны пласта |
| RU2272127C1 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-03-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2283952C2 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-09-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2416024C1 (ru) * | 2010-06-07 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
| EP2297428A4 (en) * | 2008-05-09 | 2011-11-02 | Mi Llc | METHOD FOR REMEDYING THE MOUTH OF TREEPAN WITH OXIDIZERS |
-
1989
- 1989-05-30 SU SU894698824A patent/SU1721220A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент US № 2175081, кл. 252-855, опублик. 1939. Авторское свидетельство СССР № 1063952,кл. Е 03 В 3/15, 1982. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2124122C1 (ru) * | 1997-02-25 | 1998-12-27 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Реагент для разрушения кольматирующих глинистых образований в призабойной зоне пласта после бурения или капитального ремонта скважины |
| RU2162146C1 (ru) * | 1999-06-01 | 2001-01-20 | Токарев Михаил Андреевич | Способ обработки заглинизированных пластов |
| RU2262594C2 (ru) * | 2003-06-03 | 2005-10-20 | Евстифеев Сергей Владиленович | Способ и состав для разглинизации призабойной зоны пласта |
| RU2242603C1 (ru) * | 2003-07-28 | 2004-12-20 | Мараков Владимир Юрьевич | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта |
| RU2272127C1 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-03-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| RU2283952C2 (ru) * | 2004-08-02 | 2006-09-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |
| EP2297428A4 (en) * | 2008-05-09 | 2011-11-02 | Mi Llc | METHOD FOR REMEDYING THE MOUTH OF TREEPAN WITH OXIDIZERS |
| RU2416024C1 (ru) * | 2010-06-07 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JPS6114390A (ja) | 塩化物基材重質塩水井戸完成用流体の液化法 | |
| DK162236B (da) | Stofblanding til betjening af borehuller og fremgangsmaade til fremstilling af denne stofblanding | |
| DE2417598A1 (de) | Verfahren zum aufloesen von kieselsaeurehaltigem material mit selbstsaeuernden fluessigkeiten | |
| SU1721220A1 (ru) | Состав дл разглинизации скважины | |
| GB2025488A (en) | Drilling mud viscosifier | |
| JPS6086287A (ja) | 水性系における金属腐食の抑制方法 | |
| US2856356A (en) | Preparation of a drilling fluid composition and method of use | |
| CN101955764B (zh) | 无固相钻井液滤饼解除体系 | |
| GB2090308A (en) | Stabilized solutions of modified cellulose in brine and their use as completion and workover fluids | |
| EP0194254A1 (en) | HIGH DENSITY BRINE FLUID AND ITS USE IN THE MAINTENANCE OF WELLBORE DRILLS. | |
| RU2136717C1 (ru) | Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин | |
| CN114369451B (zh) | 一种纳米渗吸剂及其制备方法和应用 | |
| RU2139988C1 (ru) | Состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2005762C1 (ru) | Состав для приготовления технологических жидкостей | |
| US2217676A (en) | Treatment of wells | |
| RU2717851C1 (ru) | Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта | |
| RU2039227C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пластов, сложенных терригенными глиносодержащими породами | |
| RU2242601C2 (ru) | Состав для разглинизации призабойной зоны пласта | |
| RU2194157C1 (ru) | Замедленный кислотный и гелеобразующий состав | |
| RU2034982C1 (ru) | Пенообразующий состав для освоения скважин | |
| RU2841008C1 (ru) | Способ разглинизации скважины и снижения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта | |
| RU2143551C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи | |
| US4490262A (en) | Method of servicing wellbores | |
| JPH01212214A (ja) | 水酸化マグネシウムの製造方法 | |
| RU2222567C2 (ru) | Гидрогелевый буровой раствор |