RU2044754C1 - Structured compound for well repair - Google Patents
Structured compound for well repair Download PDFInfo
- Publication number
- RU2044754C1 RU2044754C1 RU93016201A RU93016201A RU2044754C1 RU 2044754 C1 RU2044754 C1 RU 2044754C1 RU 93016201 A RU93016201 A RU 93016201A RU 93016201 A RU93016201 A RU 93016201A RU 2044754 C1 RU2044754 C1 RU 2044754C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- density
- composition
- solution
- water
- compound
- Prior art date
Links
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title abstract 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 36
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 8
- 230000003068 static effect Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 abstract description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 8
- -1 iron ions Chemical class 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 5
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical group 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 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 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000640020 Homo sapiens Sodium channel protein type 11 subunit alpha Proteins 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 102100033974 Sodium channel protein type 11 subunit alpha Human genes 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O ammonium group Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Chemical group 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Chemical group 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000000622 irritating effect Effects 0.000 description 1
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000123 paper Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000004537 pulping Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000009941 weaving Methods 0.000 description 1
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 1
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Removal Of Specific Substances (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобыче, конкретно к составам для проведения ремонтных работ в скважинах, и предназначается для использования в качестве жидкости глушения скважин, перфорированной среды и жидкости гидроразрыва и песконосителя. The invention relates to oil and gas production, specifically to compositions for carrying out repair work in wells, and is intended for use as a kill fluid, perforated medium and hydraulic fracturing and sand carrier.
Известно (Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. ОИ, сер. "Нефтепромысловое дело", вып.2, ВНИИОЭНГ, 1981, с. 7; Никишина Л.А. и др. Новое в вопросах воздействия на призабойную зону скважин. ОЗЛ. ВНИИОЭНГ, 1971, с. 29 и 44) использование в качестве жидкостей глушения и разрыва скважин сточных и пластовых вод водных растворов хлоридов натрия, кальция и др. It is known (Zaripov S.Z. and others. The use of liquids for crushing wells during their repair. OI, ser. "Oilfield business",
Однако из-за незначительной вязкости, повышенной проникающей способности в пласт и присутствия кольматирующих осадков в таких известных жидкостях после ремонтных работ в скважинах имеет место снижение коэффициентов продуктивности скважин и рост степени обводненности добываемой продукции, а процесс гидроразрыва такими низковязкими неструктурированными жидкостями осложняется отсутствием в них песконесущих способностей. However, due to the insignificant viscosity, increased penetration into the formation and the presence of thickening sediments in such well-known fluids after repair work in the wells, there is a decrease in well productivity coefficients and an increase in the degree of water cut of the produced products, and the process of hydraulic fracturing by such low-viscosity unstructured fluids is complicated by the absence of sand-bearing ones abilities.
Наиболее близкой к предлагаемой является жидкость для глушения скважин (ЖГС) [1] включающая смесь водного раствора хлористого цинка (ρ 1150 кг/м3) и раствора ССБ (ρ 1150 кг/м3) в объемном соотношении 1:1,5 соответственно.Closest to the proposed is killing fluid (GHS) [1] comprising a mixture of an aqueous solution of zinc chloride (ρ 1150 kg / m 3 ) and a solution of PRS (ρ 1150 kg / m 3 ) in a volume ratio of 1: 1.5, respectively.
Такой состав при 20оС характеризуется плотностью 1340 кг/м3, условной вязкостью 28 с, структурной вязкостью 30 мПа ˙ с, динамическим напряжением сдвига 14,7 дПа, нулевыми значениями статического напряжения сдвига (СHС), водоотдачей по БМ-6 13 cм3.This composition at 20 ° C has a density of 1340 kg / m 3, the conventional viscosity 28 s, the structural viscosity of 30 mPa ˙ s, dynamic shear stress of 14.7 dPa, zero values of the static shear stress (SHS), fluid loss at the BM-6 13 cm 3 .
Существенными недостатками известного состава являются: повышенные значения фильтрации, что на практике приводит к интенсивному поглощению ЖГС и фонтанированию или переливу на устье скважины; низкие значения вязкости и отсутствие значений СНС, что ускоряет процесс седиментации песка из такой жидкости при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) с закачкой закрепляющего агента как при движении по трещине разрыва, так и в случае аварийной ситуации в стволе скважины; отсутствие комплексирующей способности в отношении находящихся в минерализованной воде, используемой для приготовления ЖГС, и увлекаемых в состав со стенок труб ионов железа, а также ионов железа, ранее привнесенных в призабойную зону пласта. Присутствие ионов железа в пласте в виде окислов и гидроокислов, которые осаждаются на незначительной глубине, в десятки раз снижает фильтрационные свойства пласта. Significant disadvantages of the known composition are: increased filtration values, which in practice leads to intensive absorption of GHS and gushing or overflow at the wellhead; low viscosity values and the absence of SNA values, which accelerates the process of sand sedimentation from such a fluid during hydraulic fracturing (HF) with injection of a fixing agent both during movement along a fracture fracture and in case of an emergency in the wellbore; the lack of complexing ability in relation to those in mineralized water used for the preparation of GHS, and the iron ions carried away from the pipe walls, as well as the iron ions previously introduced into the bottomhole formation zone. The presence of iron ions in the formation in the form of oxides and hydroxides, which are deposited at a shallow depth, reduces the filtration properties of the formation tenfold.
Отмеченные недостатки снижают потенциальную эффективность применения указанного известного состава при его использовании для проведения ремонтных работ в скважинах. The noted disadvantages reduce the potential effectiveness of the application of the specified known composition when it is used for repair work in wells.
Цель изобретения придание составу значений статического напряжения сдвига и способности к декольматации призабойной зоны пласта от окислов железа с одновременным предупреждением их осаждения из состава, а также повышение вязкости состава и снижение его фильтрации. The purpose of the invention is to give the composition values of static shear stress and the ability to decolmatize the bottomhole formation zone from iron oxides while preventing their deposition from the composition, as well as increasing the viscosity of the composition and reducing its filtration.
Цель достигается тем, что известный состав для ремонта скважин, включающий лигносульфонаты технические и минерализованную воду, дополнительно содержит раствор соляной кислоты 20-24%-ной концентрации, а в качестве лигносульфонатов технических содержит лигносульфонаты технические плотностью 1200 кг/м3 при следующем соотношении ингредиентов, об.The goal is achieved in that the known composition for repairing wells, including technical lignosulfonates and saline water, additionally contains a solution of hydrochloric acid of 20-24% concentration, and as technical lignosulfonates it contains technical lignosulfonates with a density of 1200 kg / m 3 in the following ratio of ingredients, about.
Лигносульфонаты техничес-
кие плотностью 1200 кг/м3 35-45
Раствор соляной кислоты
20-24%-ной концентрации 3-4
Минерализованная вода Остальное, причем в качестве минерализованной воды используют раствор хлорида магния плотностью 1200-1260 кг/м3 или раствор хлорида натрия плотностью 1160-1200 кг/м3, или раствор хлорида калия плотностью 1160-1180 кг/м3, или пластовую воду плотностью 1160-1180 кг/м3.Technical lignosulfonates
density of 1200 kg / m 3 35-45
Hydrochloric acid solution
20-24% concentration 3-4
Mineralized water The rest, moreover, a magnesium chloride solution with a density of 1200-1260 kg / m 3 or a sodium chloride solution with a density of 1160-1200 kg / m 3 , or a potassium chloride solution with a density of 1160-1180 kg / m 3 , or produced water is used as mineralized water density 1160-1180 kg / m 3 .
Лигносульфонаты технические (ЛСТ) являются многотоннажным отходом при сульфитной варке целлюлозы на ряде целлюлозно-бумажных предприятий страны и образуются после брожения сахаров в сульфитных щелоках, отгонки спирта, последующего упаривания и нейтрализации гидроокисью натрия, кальция или аммиаком. Согласно ТУ 13-0281036-05-89 ЛСТ представляет собой однородную вязкую жидкость темно-коричневого цвета с массовой долей сухих веществ не менее 47% плотностью не менее 1230 кг/м3, имеют значения рН 20%-ного раствора не менее 4,4; условную вязкость по ВЗ-1 не более 320 с. В их составе содержатся нейтрализованные лигносульфоновые кислоты, остатки целлюлозы и непрореагировавшие сахара. ЛСТ не токсичны, раздражающего действия не оказывают.Technical lignosulfonates (LBFs) are a large-tonnage waste for sulphite pulping in a number of pulp and paper mills in the country and are formed after sugar fermentation in sulphite liquors, distillation of alcohol, subsequent evaporation and neutralization with sodium, calcium or ammonia hydroxide. According to TU 13-0281036-05-89 LST is a homogeneous viscous liquid of dark brown color with a mass fraction of solids of not less than 47%, density of not less than 1230 kg / m 3 , have a pH value of 20% solution of not less than 4.4 ; VZ-1 nominal viscosity not more than 320 s. They contain neutralized lignosulfonic acids, cellulose residues and unreacted sugars. LCF is not toxic, does not have an irritating effect.
Предлагаемый состав отличается от известного использованием новой добавки раствора соляной кислоты, ЛСТ плотностью 1200 кг/м3, а также видом и плотностью минерализованной воды и другим соотношением ингредиентов. Из анализа патентной и научно-технической литературы использование такого сочетания компонентов для поставленной в техническом решении цели не известно. На основании этого предлагаемое техническое решение отвечает критерию "Новизна".The proposed composition differs from the known using a new additive of a solution of hydrochloric acid, LFD with a density of 1200 kg / m 3 , as well as the type and density of mineralized water and another ratio of ingredients. From the analysis of patent and scientific and technical literature, the use of such a combination of components for the purpose set in the technical solution is not known. Based on this, the proposed technical solution meets the criterion of "Novelty."
Хотя известна (а.с. N 1710710, кл. Е 21 В 43/26, 1989) жидкость для гидроразрыва пласта, включающая ССБ, хлорид калия и пластовую воду, но однако она характеризуется отсутствием значений СНС и обладает низкими значениями вязкости при содержании ЛСТ 31,72 32,76% Поэтому предположить заранее, что смешивание ЛСТ плотностью 1200 кг/м3 и вышеназванных минерализованных вод при наличии соляной кислоты позволит получить структурированный состав, не представлялось возможным.Although it is known (A.S. N 1710710, class E 21 B 43/26, 1989) hydraulic fracturing fluid, including PRS, potassium chloride and produced water, but nevertheless it is characterized by the absence of SNA values and has low viscosity values when containing LST 31.72 32.76% Therefore, it was not possible to assume in advance that mixing the LCF with a density of 1200 kg / m 3 and the above mineralized waters in the presence of hydrochloric acid would not be possible.
Поскольку минерализованные растворы, содержащие ЛСТ и приведенные в соприкосновении с мрамором, на котором предварительно была осаждена гидроокись железа, не десорбируют ее с этой поверхности, то и заранее предположить, что введение раствора соляной кислоты в предлагаемый состав позволит увлечь ее в объем и стабилизировать от выпадения, не являлось очевидным. На основании этого предлагаемый состав отвечает критерию "Изобретательский уровень". Since mineralized solutions containing LFB and brought in contact with marble, on which iron hydroxide was previously deposited, do not desorb it from this surface, it is also assumed in advance that the introduction of a hydrochloric acid solution in the proposed composition will allow it to be entrained in volume and stabilized from precipitation was not obvious. Based on this, the proposed composition meets the criterion of "Inventive step".
Достигаемый заявляемым составом эффект по приобретению им значений СНС и повышенной вязкости объясняется образованием разветвленных мицелл лигносульфоновых кислот, их оптимальной дегидратацией электролитами, укрупнением в размерах при этом и эффективным переплетением между собой в объеме с образованием структурной сетки. The effect achieved by the claimed composition on the acquisition of SNA values and increased viscosity is explained by the formation of branched micelles of lignosulfonic acids, their optimal dehydration by electrolytes, enlargement in size and effective weaving among themselves in volume with the formation of a structural network.
Эффект снижения фильтрации имеет место за счет более прочной связи лигносульфоновых кислот, чем их нейтрализованных солей, с фильтрационной поверхностью и ее перекрытия крупными агрегатами мицелл. The effect of reduced filtration occurs due to a stronger bond of lignosulfonic acids than their neutralized salts with the filtration surface and its overlap with large micelle aggregates.
Десорбция ионов железа в виде гидроокиси с поверхности горной породы, а также стабилизация от выпадения содержащихся в минерализованной воде ионов железа предлагаемым составом объясняется их полным растворением в нем при значениях рН ≅ 2 с последующим преимущественным ассоциированием с сульфогруппами лигносульфоновых кислот и удержанием в таком состоянии длительное время. The desorption of iron ions in the form of hydroxide from the rock surface, as well as stabilization from precipitation of iron ions contained in mineralized water by the proposed composition is explained by their complete dissolution in it at pH ≅ 2, followed by the predominant association of lignosulfonic acids with sulfo groups and keeping in this state for a long time .
В промысловых условиях состав можно получить путем простого смешивания ЛСТ с минерализованной водой с последующим вводом раствора соляной кислоты. Он может в таком состоянии храниться длительное время, так как нет опасности появления кислоторастворимых осадков. Приготовление состава может осуществляться непосредственно на устье скважины или на специальных узлах по приготовлению ЖГС и транспортироваться к месту назначения. Under field conditions, the composition can be obtained by simply mixing the LST with saline water, followed by the introduction of a hydrochloric acid solution. It can be stored in this condition for a long time, since there is no danger of acid-soluble precipitation. The preparation of the composition can be carried out directly at the wellhead or at special nodes for the preparation of GHS and transported to the destination.
Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: ЛСТ марки "Б" (натриевой формы нейтрализации) плотностью 1252 кг/м3 и содержащие 51,3% сухого остатка, а также ЛСТ марки "В" общего назначения (аммониевой формы нейтрализации) плотностью 1209 кг/м3 и содержанием сухих веществ 49% которые предварительно разбавляли пресной водой до плотности 1200 кг/м3; соляная кислота в виде 20-24%-ного раствора по ГОСТ 857-76 и ТУ 6-01-714-77; модель пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью 1160-1180 кг/м3; раствор хлористого натрия плотностью 1160-1200 кг/м3; раствор бишофита (MgCl2 ˙ 6H2О) плотностью 1200-1260 кг/м3; раствор хлористого калия плотностью 1160-1180 кг/м3.To obtain the claimed composition in laboratory conditions, the following substances were used: LST grade "B" (sodium form of neutralization) with a density of 1252 kg / m 3 and containing 51.3% solids, as well as LST grade "B" of general purpose (ammonium form of neutralization ) with a density of 1209 kg / m 3 and a solids content of 49%, which were previously diluted with fresh water to a density of 1200 kg / m 3 ; hydrochloric acid in the form of a 20-24% solution according to GOST 857-76 and TU 6-01-714-77; model of produced water of calcium chloride type with a density of 1160-1180 kg / m 3 ; a solution of sodium chloride with a density of 1160-1200 kg / m 3 ; bischofite solution (MgCl 2 ˙ 6H 2 O) with a density of 1200-1260 kg / m 3 ; potassium chloride solution with a density of 1160-1180 kg / m 3 .
П р и м е р. К 560 см3 модели плаcтовой воды плотностью 1180 кг/м3прибавляют 400 см3 ЛСТ плотностью 1200 кг/м3 и 18 см3 раствора соляной кислоты 20% -ной концентрации. Состав перемешивают до полной визуальной гомогенизации, выдерживают 2 ч и подвергают испытаниям.PRI me R. To 560 cm 3 models of bed water with a density of 1180 kg / m 3 add 400 cm 3 LST with a density of 1200 kg / m 3 and 18 cm 3 of a solution of hydrochloric acid of 20% concentration. The composition is stirred until complete visual homogenization, incubated for 2 hours and subjected to testing.
Плотность ρ состава определяют цикнометрически. The density ρ of the composition is determined cyclometrically.
Значения эффективной вязкости ηэ измеряют на ротационном вискозиметре "Rheotest-2" и рассчитывают для градиента сдвига 
Значения статического напряжения сдвига (СНС) состава через 1 и 10 мин выдержки в статике θ1/10 определяют на приборе СНС-2 и ВСН-3.The values of the static shear stress (SSS) of the composition after 1 and 10 min of exposure in a static θ 1/10 are determined on the device SNS-2 and VSN-3.
Фильтрацию (Ф) полностью нейтрализованного избытком мрамора состава оценивают на приборе ПФП-200 через картонный фильтр при перепаде давления 2,5 МПа и 20оС за 30 мин.Filtering (F) is completely neutralized with excess marble composition is evaluated on the device 200 via the PD cardboard filter at a differential pressure of 2.5 MPa and 20 ° C for 30 min.
Комплексирующую способность состава в отношении ионов железа оценивают путем их дополнительного ввода в состав в виде 40%-ного раствора FeCl3 и полной нейтрализации избытком мрамора с последующей выдержкой 3 сут. О выпадении ионов железа в виде гидроокиси свидетельствует плотный красноватый налет на поверхности мрамора, который не смывается водопроводной водой.The complexing ability of the composition with respect to iron ions is evaluated by adding them to the composition in the form of a 40% FeCl 3 solution and completely neutralizing it with excess marble, followed by an exposure of 3 days. The deposition of iron ions in the form of hydroxide is evidenced by a dense reddish coating on the surface of the marble, which is not washed off by tap water.
Десорбирующую способность состава в отношении адсорбированной на мраморе гидроокиси железа оценивают следующим образом. В состав минерализованной пластовой воды вводят ионы железа в виде 40%-ного раствора FeCl3 из расчета 3 г/дм3, погружают в них образцы мрамора кубической формы с размером граней 2 см и выдерживают в течение 24 ч. Образцы за это время покрываются сплошным налетом гидроокиси железа. Затем минерализованную воду сливают, образцы погружают в испытуемый состав и выдерживают при 20оС в течение 8 ч. После этого их вынимают, промывают водой и производят визуальный осмотр. Образцы с десорбированной гидроокисью железа приобретают белый цвет.The desorption capacity of the composition in relation to iron hydroxide adsorbed on marble is evaluated as follows. Iron ions are introduced into the composition of mineralized formation water in the form of a 40% FeCl 3 solution at a rate of 3 g / dm 3 , samples of cubic marble with a face size of 2 cm are immersed in them and incubated for 24 hours. The samples are covered with solid during this time plaque of iron hydroxide. Then mineralized water is drained, the samples immersed in the test composition and allowed to stand at 20 ° C for 8 hours. After that they were removed, rinsed with water and produce a visual inspection. Samples with desorbed iron hydroxide become white.
Соотношение ингредиентов и свойства заявляемого состава приведены в таблице. The ratio of ingredients and properties of the claimed composition are shown in the table.
Данные, приведенные в таблице, свидетельствуют о том, что предлагаемый состав имеет удовлетворительные значения СНС для полного удержания кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм во взвешенном состоянии. Значения эффективной вязкости состава при 
Предлагаемый состав может использоваться для глушения нефтегазовых скважин, эксплуатирующих как терригенные, так и трещиноватые карбонатные пласты, а также в качестве жидкости разрыва и песконосителя при проведении гадравлического разрыва пластов с закачкой закрепляющих агентов. The proposed composition can be used to kill oil and gas wells operating both terrigenous and fractured carbonate formations, as well as fracturing fluid and sand carrier during hydraulic fracturing with injection of fixing agents.
Claims (1)
Раствор соляной кислоты 20 24%-ной концентрации 3 4
Минерализованная вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве минерализованной воды состав содержит раствор хлорида магния плотностью 1200 1260 кг/м3, или раствор хлорида натрия плотностью 1160 1200 кг/м3, или раствор хлорида калия плотностью 1160 1180 кг/м, или пластовую воду плотностью 1160 1180 кг/м3.Technical lignosulfonates with a density of 1200 kg / m 3 35 45
A solution of hydrochloric acid 20 24% concentration 3 4
Mineralized water Else
2. The composition according to p. 1, characterized in that the composition of the mineralized water contains a solution of magnesium chloride with a density of 1200 1260 kg / m 3 , or a solution of sodium chloride with a density of 1160 1200 kg / m 3 , or a solution of potassium chloride with a density of 1160 1180 kg / m , or produced water with a density of 1160 1180 kg / m 3 .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93016201A RU2044754C1 (en) | 1993-03-29 | 1993-03-29 | Structured compound for well repair |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93016201A RU2044754C1 (en) | 1993-03-29 | 1993-03-29 | Structured compound for well repair |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU93016201A RU93016201A (en) | 1995-09-20 |
| RU2044754C1 true RU2044754C1 (en) | 1995-09-27 |
Family
ID=20139418
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93016201A RU2044754C1 (en) | 1993-03-29 | 1993-03-29 | Structured compound for well repair |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2044754C1 (en) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136717C1 (en) * | 1997-12-03 | 1999-09-10 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий "ТюменНИИГипрогаз" | Fluid for completing and killing gas wells |
| RU2136854C1 (en) * | 1997-04-28 | 1999-09-10 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Well-killing fluid |
| RU2138633C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Liquid for hydraulic fracturing of bed |
| RU2184223C2 (en) * | 2000-07-05 | 2002-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Liquid sand carrier for hydraulic fracturing of formation |
| RU2203407C2 (en) * | 2001-06-26 | 2003-04-27 | Проводников Геннадий Борисович | Fluid for secondary opening-up of bed by perforation |
| RU2208036C2 (en) * | 2001-09-18 | 2003-07-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Well-killing foaming composition |
| RU2209227C2 (en) * | 2001-09-18 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Foam-forming composition for perforation of producing strata |
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2213209C1 (en) * | 2002-01-15 | 2003-09-27 | Рязанов Яков Андреевич | Fluid for well killing |
| RU2213762C1 (en) * | 2002-02-26 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Emulsion composition for killing gas, gas condensate, and oil wells |
| RU2250360C1 (en) * | 2003-07-17 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Сильвинит" | Well stopping method |
| RU2286134C1 (en) * | 2005-04-25 | 2006-10-27 | Закрытое акционерное общество "Троя" | Structured water for prophylaxis of mouth cavity diseases |
| RU2352603C1 (en) * | 2007-08-23 | 2009-04-20 | Сергей Семенович Демичев | Composition for killing oil, gas and gas condensate wells |
-
1993
- 1993-03-29 RU RU93016201A patent/RU2044754C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| С. З. Зарипов и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте О. И. сер. Нефтепромысловое дело, вып. 2, ВНИИОЭНГ, 1981, с.29 - 30. * |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136854C1 (en) * | 1997-04-28 | 1999-09-10 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Well-killing fluid |
| RU2136717C1 (en) * | 1997-12-03 | 1999-09-10 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий "ТюменНИИГипрогаз" | Fluid for completing and killing gas wells |
| RU2138633C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Liquid for hydraulic fracturing of bed |
| RU2184223C2 (en) * | 2000-07-05 | 2002-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Liquid sand carrier for hydraulic fracturing of formation |
| RU2203407C2 (en) * | 2001-06-26 | 2003-04-27 | Проводников Геннадий Борисович | Fluid for secondary opening-up of bed by perforation |
| RU2209227C2 (en) * | 2001-09-18 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Foam-forming composition for perforation of producing strata |
| RU2208036C2 (en) * | 2001-09-18 | 2003-07-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Well-killing foaming composition |
| RU2213209C1 (en) * | 2002-01-15 | 2003-09-27 | Рязанов Яков Андреевич | Fluid for well killing |
| RU2213762C1 (en) * | 2002-02-26 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Emulsion composition for killing gas, gas condensate, and oil wells |
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2250360C1 (en) * | 2003-07-17 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Сильвинит" | Well stopping method |
| RU2286134C1 (en) * | 2005-04-25 | 2006-10-27 | Закрытое акционерное общество "Троя" | Structured water for prophylaxis of mouth cavity diseases |
| RU2352603C1 (en) * | 2007-08-23 | 2009-04-20 | Сергей Семенович Демичев | Composition for killing oil, gas and gas condensate wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2044754C1 (en) | Structured compound for well repair | |
| DE69523176T2 (en) | METHOD FOR ACID TREATING SILICATIC STONE INFORMATION | |
| CN109996930A (en) | The method of processing well bottom chronostratigraphic zone | |
| RU2116433C1 (en) | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells | |
| RU2013529C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole region | |
| RU2061731C1 (en) | Clayless drilling solution | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2168531C1 (en) | Clay-free drilling fluid for exposing productive formations | |
| RU2170753C2 (en) | Clay-free drilling mud | |
| RU2188843C1 (en) | Process fluid for perforation and killing of wells | |
| RU2013530C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole region | |
| US2689230A (en) | Acidizing wells | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2242603C1 (en) | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation | |
| RU2283952C2 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole zone of terrigenous formation | |
| RU2107708C1 (en) | Reagent for treating drilling muds | |
| RU2133258C1 (en) | Composition for secondarily opening productive oil bed | |
| RU2272127C1 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole terrigenous formation area | |
| RU2060360C1 (en) | Tamponage composition | |
| RU2652409C1 (en) | Acid composition for processing the surface zone of carbonate formation | |
| RU2156859C2 (en) | Well completion method | |
| RU2047757C1 (en) | Composition for treatment of well bottom hole area of formation | |
| RU2097537C1 (en) | Composition for controlling permeability of bed and water-inflow shutoff | |
| RU2260682C1 (en) | Well shutting compound |