RU2630007C2 - Liquid for oil and gas wells control and cleanout - Google Patents
Liquid for oil and gas wells control and cleanout Download PDFInfo
- Publication number
- RU2630007C2 RU2630007C2 RU2016106341A RU2016106341A RU2630007C2 RU 2630007 C2 RU2630007 C2 RU 2630007C2 RU 2016106341 A RU2016106341 A RU 2016106341A RU 2016106341 A RU2016106341 A RU 2016106341A RU 2630007 C2 RU2630007 C2 RU 2630007C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- liquid
- gas wells
- cmc
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/48—Density increasing or weighting additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/928—Spacing slug or preflush fluid
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкости на водной основе для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин при наличии сероводорода и высокой температуры, обладающей регулируемой и повышенной вязкостью, термостойкостью, морозостойкостью, стойкостью к сероводородной и коррозионной агрессии, снижением токсичности используемых реагентов, и может быть использовано при промывке и проведении ремонтных работ.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to a water-based fluid for killing and flushing oil and gas wells in the presence of hydrogen sulfide and high temperature, with adjustable and high viscosity, heat resistance, frost resistance, resistance to hydrogen sulfide and corrosive aggression, reducing the toxicity of the reagents used, and can be used for flushing and repair work.
Известна жидкость для глушения скважин по патенту RU №2151162, содержащая, масс. %: наполнитель-лигнин - 2,0; ингибирующую соль, в качестве которой используют хлористый калий - 5,0; комплексный полимерный реагент КППС - 2,5-3,0; кремний органический реагент ГКЖ - 10-0,4-0,6; поверхностно-активное вещество-ПАВ - 0,5; вода - остальное.Known liquid for killing wells according to patent RU No. 2151162, containing, mass. %: filler-lignin - 2.0; inhibitory salt, which is used as potassium chloride - 5.0; KPPS complex polymer reagent - 2.5-3.0; silicon organic reagent GKZH - 10-0.4-0.6; surfactant-surfactant - 0.5; water is the rest.
Недостатком данной жидкости является:The disadvantage of this fluid is:
- неприменимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;- inapplicability in the conditions of hydrogen sulfide and corrosive aggression;
- неприменимость при высоких температурах;- inapplicability at high temperatures;
- имеет низкую условную вязкость;- has a low conditional viscosity;
- не позволяет сохранить первоначальную проницаемость пласта после блокирования и глушения скважины в результате высокой фильтрации в пористые среды;- does not allow to maintain the initial permeability of the reservoir after blocking and killing wells as a result of high filtration in porous media;
Известна жидкость для глушения скважин по патенту RU №2203304, содержащая, масс. %: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; диссолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; вода - остальное.Known fluid for killing wells according to patent RU No. 2203304, containing, mass. %: glycerin - 50.0-60.0; sulfacell - 1.5-2.0; potassium chloride - 2.0; dissolvan - 0.5; AFM - 5.0-15.0; water is the rest.
Недостатком данной жидкости является:The disadvantage of this fluid is:
- не применимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;- not applicable in the conditions of hydrogen sulfide and corrosive aggression;
- не применимость при высоких температурах;- not applicable at high temperatures;
- имеет низкую условную вязкость;- has a low conditional viscosity;
- высокую стоимость работ в связи с высоким содержанием дорогостоящего глицерина;- the high cost of work due to the high content of expensive glycerol;
Известна технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин по патенту RU 2515626, содержащая поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД, формиат калия, воду техническую или морскую при следующем соотношении компонентов, масс. %: поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД-515 - 0,5, формиат калия 10-50 и воду техническую или морскую - 49,5-89,5.Known process fluid for perforating and killing oil wells according to the patent RU 2515626, containing a surface-active substance of the complex action of SNPK PKD, potassium formate, technical or marine water in the following ratio of components, mass. %: complex-action surfactant SNPK PKD-515 - 0.5, potassium formate 10-50 and industrial or marine water - 49.5-89.5.
Недостатком данной жидкости является:The disadvantage of this fluid is:
- неприменимость в условиях сероводородной агрессии и при высоких температурах (выше 80°С);- inapplicability in conditions of hydrogen sulfide aggression and at high temperatures (above 80 ° C);
- токсичность, легковоспламеняемость и пожароопасность компонента состава - ПАВ комплексного действия - СНПХ ПКД-515.- toxicity, flammability and fire hazard of the composition component - complex surfactant - SNPK PKD-515.
Известна технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта по патенту RU 2482152, содержащая ксантан, полианионную целлюлозу, твердый хлористый натрий, насыщенный раствор хлористого натрия при следующем соотношении компонентов на 1 м3 в технологической скважинкой жидкости, кг: ксантан - 7,5-15, полианионная целлюлоза - 2,5-5, твердый хлористый натрий до 483, насыщенный раствор хлористого натрия остальное.Known technological well fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric conditions of the formation according to patent RU 2482152, containing xanthan gum, polyanionic cellulose, solid sodium chloride, saturated solution of sodium chloride in the following ratio of components per 1 m 3 in the technological well of the fluid, kg: xanthan gum - 7.5-15, polyanionic cellulose - 2.5-5, solid sodium chloride up to 483, a saturated solution of sodium chloride the rest.
Недостатком данной жидкости является:The disadvantage of this fluid is:
- неприменимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;- inapplicability in the conditions of hydrogen sulfide and corrosive aggression;
- введение в указанную жидкость полисахаридов с повышенным их содержанием (например, биоксана более 1,0% масс.) приводит к сверхзагущающим вязкостным показателям параметров, т.е. к не текучему состоянию жидкости;- the introduction of polysaccharides with a high content (for example, bioxane of more than 1.0 wt.%) into the indicated liquid leads to super-thickening viscosity parameters, i.e. non-fluid state of the liquid;
- жидкость предназначена в основном для ликвидации поглощений в скважинах.- the fluid is intended primarily to eliminate uptake in wells.
Наиболее близкой к заявляемому составу является жидкость для глушения скважин по патенту RU 2345114, содержащая биополимер ксантанового рода содержит SEANEC-TU или МС Bioxan ксантанового рода, гликольсодержащий компонент - диэтиленгликоль, понизитель фильтрации - хлорид кальция, бактерицид - Морпен и воду, при следующем соотношении ингредиентов, масс. %: SEANEC-TU или МС Bioxan - 0,4-1,0, диэтиленгликоль - 15-25, хлорид кальция - 5-10, Морпен - 0,5-1,0, вода - остальное.Closest to the claimed composition is a killing fluid according to the patent RU 2345114, containing a xanthan biopolymer of the kind contains SEANEC-TU or MS Bioxan of the xanthan kind, the glycol-containing component is diethylene glycol, the filter reducing agent is calcium chloride, the bactericide is Morpene and water, in the following ratio of ingredients mass. %: SEANEC-TU or MC Bioxan - 0.4-1.0, diethylene glycol - 15-25, calcium chloride - 5-10, Morpen - 0.5-1.0, water - the rest.
Недостатком данной жидкости является:The disadvantage of this fluid is:
- состав предназначен только для работ с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического;- the composition is intended only for work with reservoir pressure equal to or lower than hydrostatic;
- состав предназначен для работ в условиях нормальных и в основном низких температур (до -30°С);- the composition is intended for work in conditions of normal and mainly low temperatures (up to -30 ° C);
- состав является недостаточно эффективным и может разрушаться при глушении и промывке скважин:- the composition is not effective enough and can be destroyed when killing and flushing wells:
- в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;- in the conditions of hydrogen sulfide and corrosive aggression;
- в условиях высоких температур;- at high temperatures;
- состав токсичен и пожароопасен за счет высокого процентного содержания в нем реагента-диэтиленгликоля.- the composition is toxic and fire hazard due to the high percentage of diethylene glycol reagent in it.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение области применения жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях в условиях сероводородной, коррозионной агрессии и высоких температур с регулированием плотности и улучшенными структурно-реологическими свойствами.The technical result of the invention is the expansion of the field of application of fluids for killing and flushing oil and gas wells in fields under conditions of hydrogen sulfide, corrosive aggression and high temperatures with density control and improved structural and rheological properties.
Данный технический результат достигается за счет использования жидкости с улучшенными структурно-реологическими свойствами и с низкими значениями показателя фильтрации, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной устойчивости, сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, а так же снижением токсичности.This technical result is achieved through the use of a fluid with improved structural and rheological properties and low values of the filtration rate, which ensures the reservoir properties of the reservoir and helps to reduce the time of well development while increasing heat resistance, corrosion resistance, preserving frost resistance, adjustable and increased viscosity, and also a decrease in toxicity.
Техническая задача решается за счет того, что жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая в себя биополимер, регулятор вязкости и структурно-реологических свойств на основе ксантановой смолы - биоксан, понизитель фильтрации - полицелл КМЦ, биоцид - Remacid, формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит, остальное вода, при следующих соотношениях компонентов, масс. %:The technical problem is solved due to the fact that the fluid for killing and flushing oil and gas wells, which includes a biopolymer, a viscosity regulator and structural and rheological properties based on xanthan gum - bioxane, a filtration reducer - CMC polycell, biocide - Remacid, sodium formate, sodium hydroxide, diethanolamine, siderite, the rest is water, with the following ratios of components, mass. %:
Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая биополимер на основе ксантановой смолы - биоксан, понизитель фильтрации - полицелл КМЦ, биоцид - Remacid, воду, дополнительно используют формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной устойчивости, сохранении морозостойкости, регулируемой плотности и вязкости, а так же снижением токсичности.The essence of the invention lies in the fact that the liquid for killing and washing oil and gas wells, including a biopolymer based on xanthan gum - bioxane, a filter reducing agent - CMC polycell, biocide - Remacid, water, additionally use sodium formate, sodium hydroxide, diethanolamine, siderite , which ensures the conservation of reservoir properties of the reservoir and helps to reduce the time for well development while increasing heat resistance, corrosion resistance, maintaining frost resistance, adjustable low density and viscosity, as well as reduced toxicity.
В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин используется биополимер регулятор вязкости и структурно-реологических свойств, на основе ксантановой смолы - биоксан в количестве 0,3-1,0 масс. % и понизитель фильтрации - полицелл КМЦ в количестве 0,5-3,0 масс. %. Использование биоксана менее 0,3 масс. % и полицелла КМЦ менее 0,5 масс. % ухудшают параметры, снижая условную пластическую и динамическую вязкость, с одновременным повышением водоотдачи, а использование биоксана в количестве более 1,0 масс. % и полицелла КМЦ более 3,0 масс. % нецелесообразно, так как не приводят к улучшению структурно-реологических свойств и повышают условную и динамическую вязкость до не текучего состояния.In the proposed fluid for killing and flushing oil and gas wells, a biopolymer is used to regulate viscosity and structural-rheological properties, based on xanthan gum - bioxane in an amount of 0.3-1.0 mass. % and a filtration reducer - CMC polycell in an amount of 0.5-3.0 mass. % The use of bioxan less than 0.3 mass. % and polycella CMC less than 0.5 mass. % worsen the parameters, reducing the conditional plastic and dynamic viscosity, while increasing water loss, and the use of bioxane in an amount of more than 1.0 mass. % and CMC polycell more than 3.0 mass. % is impractical, since they do not lead to an improvement in structural and rheological properties and increase the conditional and dynamic viscosity to a non-flowing state.
В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин используется в качестве поглотителя сероводорода - диэтаноламин в количестве 2,0-20,0 масс. %. Использование диэтаноламина менее 2,0 масс. % не влияет на параметры состава, но нецелесообразно из-за малой поглотительной способности, а более 20,0 масс. % - так же не влияет на параметры состава, но экономически нецелесообразно из-за максимально необходимого порога для поглощения сероводорода, находящегося, например, на Астраханском газоконденсатном месторождении, содержащего в своем составе наибольшее количество сероводорода среди месторождений России.In the proposed liquid for killing and flushing oil and gas wells, diethanolamine is used as an absorbent of hydrogen sulfide in an amount of 2.0-20.0 mass. % The use of diethanolamine less than 2.0 mass. % does not affect the parameters of the composition, but impractical due to the low absorption capacity, and more than 20.0 mass. % - also does not affect the parameters of the composition, but it is not economically feasible because of the maximum necessary threshold for the absorption of hydrogen sulfide, located, for example, in the Astrakhan gas condensate field, which contains the largest amount of hydrogen sulfide among Russian fields.
В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве регулятора рН щелочной среды используется гидроокись натрия в количестве 0,1-0,2 масс. %, а в качестве биоцида - Remacid в количестве 0,1-0,2 масс. %. Использование гидроокиси натрия и биоцида менее 0,1 масс. % приводит к занижению щелочной среды, необходимой для работы полисахаридов (биополимера и полицелла КМЦ) и к потере защитных свойств Remacid от биохимического разложения предложенного состава, а более 0,2 масс. % - приводит к ухудшению структурно-реологических показателей состава и уже нецелесообразно в связи с достижением необходимой рН-среды и последующим завышением предела расхода этих реагентов.In the proposed liquid for killing and flushing oil and gas wells, sodium hydroxide in an amount of 0.1-0.2 masses is used as a pH regulator for an alkaline medium. %, and as a biocide - Remacid in an amount of 0.1-0.2 mass. % The use of sodium hydroxide and biocide less than 0.1 mass. % leads to an underestimation of the alkaline environment necessary for the operation of polysaccharides (biopolymer and polycell CMC) and to the loss of the protective properties of Remacid from the biochemical decomposition of the proposed composition, and more than 0.2 mass. % - leads to a deterioration in the structural and rheological parameters of the composition and is already impractical due to the achievement of the required pH-environment and the subsequent overestimation of the flow limit of these reagents.
В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве ингибитора, увеличивающего термостойкость до 150°C, коррозионную устойчивость, морозостойкость и плотность раствора, используется формиат натрия в количестве 10-40 масс. %. Использование формиата натрия менее 10,0 масс. % почти не влияет на структурно-реологические показатели состава, но так же почти и не оказывает своих необходимых свойств по повышению термостойкости и плотности. Использование формиата натрия более 40,0 масс. % нецелесообразно, т.к. приводит к достижению его максимальной плотности (1,34 г/см3) и коррозионной устойчивости.In the proposed liquid for killing and flushing oil and gas wells as an inhibitor, increasing heat resistance to 150 ° C, corrosion resistance, frost resistance and density of the solution, sodium formate is used in an amount of 10-40 mass. % The use of sodium formate is less than 10.0 mass. % almost does not affect the structural and rheological parameters of the composition, but also almost does not exert its necessary properties to increase heat resistance and density. The use of sodium formate more than 40.0 mass. % impractical because leads to its maximum density (1.34 g / cm 3 ) and corrosion resistance.
В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве кольматанта и утяжелителя используется сидерит в количестве 5,0-20 масс. %. Использование кислоторастворимого сидерита менее 5,0 масс. % почти не влияет на изменение структурно-реологических показателей состава, хотя и кольматирует стенки ствола скважины, позволяя сохранить первоначальную проницаемость пласта после кислотной обработки. Использование сидерита более 20,0 масс. % нецелесообразно в связи с ухудшением структурно-реологических показателей состава и начинающей его седиментацией.In the proposed liquid for killing and flushing oil and gas wells, siderite in the amount of 5.0-20 masses is used as a mud and weighting agent. % The use of acid-soluble siderite less than 5.0 mass. % almost does not affect the change in structural and rheological parameters of the composition, although it clogs the walls of the wellbore, allowing to preserve the initial permeability of the formation after acid treatment. The use of siderite more than 20.0 mass. % inappropriate due to the deterioration of structural and rheological indicators of the composition and its beginning sedimentation.
Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях готовится обычным способом. В мерную емкость для буровых растворов добавляют необходимое количество воды и с применением гидропистолетов или электромешалок при перемешивании до растворения последовательно добавляют следующие компоненты: биоксан, гидроокись натрия, полицелл КМЦ, формиат натрия, диэтаноламин, сидерит, Remacid.Fluid for killing and flushing oil and gas wells in the fields is prepared in the usual way. The required amount of water is added to the measuring tank for drilling fluids and the following components are added successively with hydroguns or electric mixers with stirring until dissolution: bioxane, sodium hydroxide, CMC polycell, sodium formate, diethanolamine, siderite, Remacid.
Определение основных свойств раствора проводят в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов» и американской методикой контроля параметров «API».Determination of the main properties of the solution is carried out in accordance with RD 39-00147001-773-2004 "Methodology for monitoring the parameters of drilling fluids" and the American methodology for monitoring the parameters "API".
Технологические параметры полученных составов жидкости для глушения и промывки проверяют при комнатной температуре до и после термостатирования при 120°C.The technological parameters of the obtained compositions of the liquid for killing and washing are checked at room temperature before and after thermostating at 120 ° C.
При проведении лабораторных исследований были использованы:When conducting laboratory tests were used:
- Биоксан - ТУ 2458-025-97457491-2010;- Bioxan - TU 2458-025-97457491-2010;
- Формиат натрия - ТУ 2432-811-00203803-98;- Sodium formate - TU 2432-811-00203803-98;
- Полицелл КМЦ - ТУ 2231-017-32957739-02;- Polycell CMC - TU 2231-017-32957739-02;
- Гидроокись натрия - ГОСТ-4328-77;- Sodium hydroxide - GOST-4328-77;
- Диэтаноламин - ТУ 6-09-2652-91;- Diethanolamine - TU 6-09-2652-91;
- Remacid - ТУ 2484-004-2242774002;- Remacid - TU 2484-004-2242774002;
- Сидерит - ТУ 0711-167-56408013-2009;- Siderite - TU 0711-167-56408013-2009;
- Вода.- Water.
Пример приготовления состава (табл. 1, № п/п-12).An example of the preparation of the composition (table. 1, No. p / p-12).
Для приготовления 1000 г жидкости при комнатной температуре отмеряют 800 мл воды, переливают ее в фарфоровый стакан емкостью 2 л и добавляют 4,0 г биоксана, (0,4 масс. %) при перемешивании электрической лопастной мешалкой до полного растворения. После растворения биоксана добавляют так же, при перемешивании до растворения, по следующему порядку остальные реагенты: гидроокись натрия в количестве 1,0 г (0,1 масс. %), полицелл КМЦ в количестве 20,0 г (2,0 масс. %), формиат натрия 100,0 г (10,0 масс. %), диэтаноламин 24,0 г (2,4 масс. %), сидерит 50,0 (5,0 масс. %), реагент Remacid 1,0 г (0,1 масс. %) добавляется после смешения всех остальных компонентов.To prepare 1000 g of liquid at room temperature, 800 ml of water is measured, poured into a 2 L porcelain beaker and 4.0 g of bioxane, (0.4 wt.%) Are added while stirring with an electric paddle stirrer until completely dissolved. After dissolution of the bioxane, the following reagents are added in the same order, with stirring until dissolution, in the following order: sodium hydroxide in an amount of 1.0 g (0.1 wt.%), CMC polycell in an amount of 20.0 g (2.0 wt.% ), sodium formate 100.0 g (10.0 wt.%), diethanolamine 24.0 g (2.4 wt.%), siderite 50.0 (5.0 wt.%), Remacid reagent 1.0 g (0.1 wt.%) Is added after mixing all the other components.
После приготовления состава определяют все необходимые параметры, которые в данном опыте, при температуре 20-23°С, имеют следующие показатели:After preparing the composition, all the necessary parameters are determined, which in this experiment, at a temperature of 20-23 ° C, have the following indicators:
плотность - ρ=1,12 г/см3; условная вязкость - Тус (по Маршу)=123 сек; водоотдача - Ф=5,7 см3/30 мин (по АНИ); статическое напряжение сдвига - θ-10 сек/10 мин=54/64 дПа; динамическое напряжение сдвига - τo=166 дПа, пластическое напряжение сдвига - η=24 мПа·с; регуляция среды – рН 11,0 у.е.density - ρ = 1.12 g / cm 3 ; conditional viscosity - T mustache (according to Marsh) = 123 sec; fluid loss - F = 5.7 cm 3/30 min (according to API); static shear stress - θ-10 sec / 10 min = 54/64 dPa; dynamic shear stress - τ o = 166 dPa, plastic shear stress - η = 24 MPa · s; regulation of the environment - pH 11.0 cu
В дополнение к прототипу в проведенных опытах необходимо замерять параметры по определению условной вязкости - Тус, (сек/л, по Маршу), для определения текучести раствора и показатель - рН (у.е.), необходимый для регулирования среды присутствующих в составе полимеров.In addition to the prototype, in the experiments carried out, it is necessary to measure the parameters for determining the conditional viscosity - T wh , (sec / l, according to Marsh), to determine the fluidity of the solution and the pH indicator (cu) needed to control the environment of the polymers present .
После определения всех необходимых параметров состав термостатируют при 120°C в течение 72 часов и снова определяют все необходимые параметры для определения на предмет их деструкции или изменения параметров после термообработки.After determining all the necessary parameters, the composition is thermostated at 120 ° C for 72 hours and again all the necessary parameters are determined to determine for their destruction or change of parameters after heat treatment.
Параметры состава после термостатирования при 120°C, (табл. 1, № п/п-13) показывают стабильные результаты, почти не отличаются от не термостатированных и имеют следующие показатели:The composition parameters after thermostating at 120 ° C (Table 1, No. p / p-13) show stable results, almost do not differ from non-thermostated ones and have the following indicators:
плотность - ρ=1,12 г/см3; условная вязкость - Тус (по Маршу)=129 сек; водоотдача -Ф=5,6 см3/30 мин (по АНИ); статическое напряжение сдвига - θ-10 сек /10 мин=58/68 дПа; динамическое напряжение сдвига - τо=165 дПа; пластическое напряжение сдвига - η=25 мПа⋅.сек; регуляция среды рН 11,1 у.е.density - ρ = 1.12 g / cm 3 ; conditional viscosity - T mustache (according to Marsh) = 129 sec; -F fluid loss = 5.6 cm 3/30 min (according to API); static shear stress - θ-10 sec / 10 min = 58/68 dPa; dynamic shear stress - τ about = 165 dPa; plastic shear stress - η = 25 mPa⋅ . sec regulation of the environment pH 11.1 cu
Представленные в таблице 1 компонентные составы до и после термостатирования при 120°C показали почти одинаковые в данном интервале температур все необходимые параметры, которые обеспечивают термостабильность, сохранение коллекторских свойств пласта, надежную циркуляцию, а следовательно, вынос механических частиц в процессе таких операций, как: фрезерование различных элементов оборудования; разбуривание цементных мостов; промывка песчаных пробок, что способствует сокращению сроков освоения скважин в условиях сероводородной и коррозионной агрессии при одновременном сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, снижению токсичности, пожароопасности и расширению области применения состава, позволяя использовать их в качестве жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин.The component compositions presented in Table 1 before and after thermostating at 120 ° C showed almost the same parameters in this temperature range that ensure thermal stability, preservation of reservoir properties of the formation, reliable circulation, and therefore, the removal of mechanical particles during such operations as: milling various elements of equipment; drilling cement bridges; washing of sand plugs, which helps to reduce the time for well completion under conditions of hydrogen sulfide and corrosive aggression while maintaining frost resistance, adjustable and increased viscosity, reducing toxicity, fire hazard and expanding the scope of the composition, allowing them to be used as fluids for killing and washing oil and gas wells .
Преимущества использования предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин: в повышении эффективности глушения и промывки скважин за счет использования составов, которые не содержат глинистых частиц и допускают повышение плотности добавлением в качестве утяжелителя карбонатов, удаляемых затем соляно-кислотной обработкой, с улучшенными структурно-реологическими свойствами и, как следствие, с низкими значениями показателя фильтрации, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин в условиях сероводородной агрессии при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной стойкости, сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, снижением токсичности и расширении области применения состава.The advantages of using the proposed fluid for killing and flushing oil and gas wells: in increasing the efficiency of killing and flushing wells through the use of compositions that do not contain clay particles and allow an increase in density by adding carbonates as a weighting agent, which are then removed with hydrochloric acid treatment, with structurally improved -reological properties and, as a result, with low values of the filtration rate, which ensures the conservation of reservoir properties of the reservoir and contributes to a shorter time for well development under conditions of hydrogen sulfide aggression while increasing heat resistance, corrosion resistance, maintaining frost resistance, adjustable and increased viscosity, reducing toxicity and expanding the scope of the composition.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106341A RU2630007C2 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Liquid for oil and gas wells control and cleanout |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106341A RU2630007C2 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Liquid for oil and gas wells control and cleanout |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016106341A RU2016106341A (en) | 2017-08-29 |
| RU2630007C2 true RU2630007C2 (en) | 2017-09-05 |
Family
ID=59797467
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016106341A RU2630007C2 (en) | 2016-02-24 | 2016-02-24 | Liquid for oil and gas wells control and cleanout |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2630007C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753299C1 (en) * | 2020-11-10 | 2021-08-12 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Dry mixture for the preparation of well killing fluid |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2203304C2 (en) * | 2001-07-02 | 2003-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Well killing fluid |
| RU2345114C1 (en) * | 2007-05-30 | 2009-01-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" ("ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Well killing liquid |
| EA014615B1 (en) * | 2006-01-31 | 2010-12-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent |
| RU2482152C1 (en) * | 2011-11-24 | 2013-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions |
| RU2515626C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-05-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУВПО "МГТУ") | Process fluid for oil wells perforating and killing |
-
2016
- 2016-02-24 RU RU2016106341A patent/RU2630007C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2203304C2 (en) * | 2001-07-02 | 2003-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Well killing fluid |
| EA014615B1 (en) * | 2006-01-31 | 2010-12-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent |
| RU2345114C1 (en) * | 2007-05-30 | 2009-01-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" ("ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Well killing liquid |
| RU2482152C1 (en) * | 2011-11-24 | 2013-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions |
| RU2515626C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-05-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУВПО "МГТУ") | Process fluid for oil wells perforating and killing |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2753299C1 (en) * | 2020-11-10 | 2021-08-12 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Dry mixture for the preparation of well killing fluid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016106341A (en) | 2017-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5539189B2 (en) | Aqueous fluid for preventing the formation of a W / O emulsion or for decomposing a W / O emulsion already formed in a porous matrix | |
| WO2007007118A1 (en) | Water swellable polymers as lost circulation control agents material | |
| RU2224779C2 (en) | Hydrogen-containing drilling fluid composition | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| NO343087B1 (en) | Seawater-based, particle-free, environmentally friendly drilling and completion fluids | |
| EA005149B1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and method for plugging a subterranean formation zone | |
| EA026696B1 (en) | Method of removing filter cake at low temperature (embodiments) | |
| RU2602262C1 (en) | Heat-resistant cationic drilling mud | |
| RU2501828C1 (en) | Alcohol drilling fluid | |
| US20110030961A1 (en) | Treatment of Fluids that Increase in Viscosity at or Above a Threshold Temperature and Methods of Formulating and Using Such Fluids | |
| RU2445336C1 (en) | Drilling fluid on synthetic basis | |
| RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
| JPH0657245A (en) | Water-based circulated excavation slurry | |
| RU2630007C2 (en) | Liquid for oil and gas wells control and cleanout | |
| WO2003012003A1 (en) | High density thermally stable well fluids | |
| RU2614839C1 (en) | Cationic drilling fluid with enhanced both inhibits and studs properties | |
| RU2695201C1 (en) | Drill mud for primary opening of productive formation | |
| RU2681009C1 (en) | Hydrogelmagnium drilling solution | |
| WO2007149112A1 (en) | Stuck drill pipe additive and method | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2614838C1 (en) | Cationic drilling mud | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
| RU2263701C2 (en) | Hydrocarbon-based drilling fluid | |
| Rupinski et al. | Study on the application of starch derivatives as the regulators of potassium drilling fluids filtration | |
| RU2683448C1 (en) | Strengthened mineralized boring solution for the opening of productive plates with abnormally high plastic pressure |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200225 |