RU2152972C1 - Composition and method of preparing well killing fluid - Google Patents
Composition and method of preparing well killing fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2152972C1 RU2152972C1 RU99104424A RU99104424A RU2152972C1 RU 2152972 C1 RU2152972 C1 RU 2152972C1 RU 99104424 A RU99104424 A RU 99104424A RU 99104424 A RU99104424 A RU 99104424A RU 2152972 C1 RU2152972 C1 RU 2152972C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- density
- dispersed phase
- hydrocarbon
- dispersion medium
- emulsifying component
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 29
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 39
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 23
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 11
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 9
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 abstract 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 39
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 10
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 10
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical class [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 7
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 6
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 5
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 5
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- HPGGPRDJHPYFRM-UHFFFAOYSA-J tin(iv) chloride Chemical compound Cl[Sn](Cl)(Cl)Cl HPGGPRDJHPYFRM-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 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
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K potassium phosphate Substances [K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])([O-])=O LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004166 Lanolin Substances 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 150000004694 iodide salts Chemical class 0.000 description 1
- 229940039717 lanolin Drugs 0.000 description 1
- 235000019388 lanolin Nutrition 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011009 potassium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical class [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин специальными жидкостями перед проведением подземных ремонтов. The invention relates to the oil industry, in particular to killing wells with special fluids before underground repairs.
Известны составы жидкостей глушения скважин (ЖГС), представляющие собой концентрированные водные растворы хлоридов кальция (CaCl2), цинка (ZnCl) магния (MgCl2), олова (SnCl2), или концентрированные водные растворы нитратов натрия (NaNO3) или кальция (Ca(NO3)2), или концентрированные водные растворы фосфатов калия (K3PO4) или натрия (Na3PO4), а также водный раствор жидкого стекла (силиката натрия) (Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М., Недра, 1981 г., стр. 192).Well-killing fluids (GHS) are known, which are concentrated aqueous solutions of calcium chlorides (CaCl 2 ), zinc (ZnCl) magnesium (MgCl 2 ), tin (SnCl 2 ), or concentrated aqueous solutions of sodium nitrates (NaNO 3 ) or calcium ( Ca (NO 3 ) 2 ), or concentrated aqueous solutions of potassium phosphates (K 3 PO 4 ) or sodium (Na 3 PO 4 ), as well as an aqueous solution of water glass (sodium silicate) (Blazhevich V.A., Umrikhina E.N. ., Umetbaev VG Repair and insulation work in the operation of oil fields. - M., Nedra, 1981, p. 192).
Использование концентрированных водных растворов неорганических солей приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважины, и резкому увеличению насыщенности пласта водой, и снижению относительной фазовой проницаемости пласта по нефти. При смешении используемых водных растворов солей с пластовыми водами происходит нарушение химического равновесия и выпадение солей, а при взаимодействии с водочувствительными породослагающими минералами - изменение их объема и пористости пласта. К отрицательным факторам вышеуказанных ЖГС следует отнести высокую поглощающую способность пластов по отношению к неструктурированным водным растворам. Иногда их расход на глушение одной скважины превышает ее объем в 10 и более раз. Кроме затрат времени и средств на ремонт скважин, это увеличивает вероятность выброса скважинной жидкости на поверхность ввиду снижения противодавления на пласт. Кроме того, использование в качестве ЖГС концентрированных водных растворов неорганических солей ускоряет течение коррозионных процессов скважинного оборудования и во многих случаях способствует течению микробиологических процессов с заражением призабойной зоны пласта сульфатредуцирующими и другими видами бактерий (см. Ковалев Л.А., Галян Н.Н. Снижение фильтруемости рабочей жидкости в призабойную зону пласта при глушении скважин. -М., изд. ВНИИЭгазпром., 1985 г.). The use of concentrated aqueous solutions of inorganic salts leads to a decrease in the permeability of the rocks of the bottomhole zone of the well, and a sharp increase in the saturation of the formation with water, and a decrease in the relative phase permeability of the formation in oil. When the used aqueous solutions of salts are mixed with formation water, chemical equilibrium and salt precipitation are disturbed, and when interacting with water-sensitive rock-forming minerals, their volume and porosity of the formation change. The negative factors of the above-mentioned GHS are the high absorption capacity of the formations with respect to unstructured aqueous solutions. Sometimes their consumption for killing one well exceeds its volume by 10 or more times. In addition to the time and money spent on well repair, this increases the likelihood of a well being thrown to the surface due to a decrease in back pressure on the formation. In addition, the use of concentrated aqueous solutions of inorganic salts as GHS accelerates the course of corrosion processes in downhole equipment and in many cases contributes to the flow of microbiological processes with contamination of the bottom-hole formation zone with sulfate-reducing and other types of bacteria (see L. Kovalev and N. N. Galyan Reducing the filterability of the working fluid in the bottomhole formation zone when killing wells. -M., Ed. VNIIEgazprom., 1985).
Известны составы для глушения скважин, представляющие собой гидрофобные эмульсионные системы, т.е. системы, где в качестве дисперсионной среды используют неполярные жидкости (нефть или продукты ее переработки), а дисперсной фазой является эмульгированная пресная или пластовая вода или водный концентрированный раствор хлористого кальция. В качестве стабилизатора обратных эмульсий используют специальные эмульгирующие добавки, такие, например, как 6ЭС-2, нефтехим-1, САМД-1 и др. Возможность регулирования плотности и структурно-реологических свойств обратных эмульсий в широких пределах путем варьирования плотностью и концентрацией дисперсной фазы, небольшие расходы и низкое коррозионное и абразивное воздействие на нефтепромысловое оборудование, отсутствие отрицательного влияния на фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта, низкая стоимость и доступность компонентов для приготовления обратной эмульсии делают составы для глушения скважин на их основе, по мнению многих исследователей, наиболее перспективными (см. Орлов Г.А., Кендис М. Ш., В.Н. Глущенко Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М., "Недра", 1991 г., стр. 147-160). Known compositions for killing wells, which are hydrophobic emulsion systems, i.e. systems where non-polar liquids (oil or products of its processing) are used as the dispersion medium, and the dispersed phase is emulsified fresh or produced water or an aqueous concentrated solution of calcium chloride. As a stabilizer of reverse emulsions, special emulsifying additives are used, such as, for example, 6ES-2, petrochem-1, SAMD-1, etc. The ability to control the density and structural-rheological properties of reverse emulsions over a wide range by varying the density and concentration of the dispersed phase, low costs and low corrosion and abrasive effects on oilfield equipment, no negative impact on the filtration characteristics of the bottomhole formation zone, low cost and availability Ponents for the preparation of inverse emulsions make compositions for killing wells based on them, according to many researchers, the most promising (see Orlov G.A., Kendis M. Sh., V.N. Glushchenko. Use of inverse emulsions in oil production. M., Subsoil, 1991, pp. 147-160).
Основной недостаток обратных эмульсий - невысокая седиментационная и агрегативная устойчивость во времени, особенно при повышенных температурах (80-100oC).The main disadvantage of inverse emulsions is the low sedimentation and aggregative stability over time, especially at elevated temperatures (80-100 o C).
Известен состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти (Патент РФ N 2126082, 10.02.1999), включающий масляную фазу, воду, эмульгатор, содержащий эмульгирующий компонент и растворитель, отличающийся тем, что в качестве эмульгирующего компонента используют сырую тяжелую асфальтосмолистую нефть с высоким - не менее 100 мкг/г - содержанием металло-порфириновых комплексов. Высокая, практически неограниченная во времени, седиментационная и агрегативная устойчивость обратной эмульсии, получаемой данным способом, достигается за счет выравнивания плотностей водной и масляной фаз (путем растворения в масляной фазе определенного количества реагента АПК, плотность которого в 1,5-1,6 раз превышает плотность водной фазы) и за счет значительного содержания (5,0-25,0 мас.%) в составе выше указанного эмульгирующего компонента. A known composition and method of preparing inverse emulsions for oil production (RF Patent N 2126082, 02/10/1999), comprising an oil phase, water, an emulsifier containing an emulsifying component and a solvent, characterized in that as the emulsifying component use crude heavy asphalt oil with high - at least 100 μg / g - the content of metal-porphyrin complexes. High, almost unlimited in time, sedimentation and aggregative stability of the inverse emulsion obtained by this method is achieved by equalizing the densities of the aqueous and oil phases (by dissolving in the oil phase a certain amount of the agro-industrial complex, whose density is 1.5-1.6 times higher the density of the aqueous phase) and due to the significant content (5.0-25.0 wt.%) in the composition of the above specified emulsifying component.
Недостаток данного способа и состава приготовления обратных эмульсий - высокий расход эмульгирующего компонента и нецелесообразность его применения для эмульгирования пластовых вод и концентрированных водных растворов солей. Поскольку с повышением минерализации и соответственно плотности эмульгируемой водной фазы, для выравнивания плотностей фаз необходимо добавлять большее количество реагента АПК в масляную фазу. Это, в свою очередь, приводит к изменению в масляной фазе состояния эмульгирующего компонента - асфальто-смолистых и металло-порфириновых комплексов, т.е. переводу их из коллоидно-дисперсного в молекулярно-растворенное состояние, при котором их свойства как стабилизатор эмульсий обратного типа резко снижаются (см. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М., "Недра", 1982, стр. 162-172). The disadvantage of this method and composition of the preparation of inverse emulsions is the high consumption of the emulsifying component and the inappropriateness of its use for emulsifying produced water and concentrated aqueous solutions of salts. Since with an increase in mineralization and, accordingly, the density of the emulsifiable aqueous phase, to equalize the phase densities, it is necessary to add a larger amount of the APC reagent to the oil phase. This, in turn, leads to a change in the state of the emulsifying component in the oil phase - asphalt-resinous and metal-porphyrin complexes, i.e. transferring them from a colloidal-dispersed to a molecularly dissolved state, in which their properties as a stabilizer of inverse emulsions sharply decrease (see Pozdnyshev GN, Stabilization and Destruction of Oil Emulsions. M., "Nedra", 1982, p. 162- 172).
Наиболее близким аналогом является состав жидкости для глушения скважин на основе обратной эмульсии, содержащий углеводородную дисперсионную среду - углеводородную жидкость - газовый конденсат или дизельное топливо, эмульгатор - отход производства ланолина - кислоты шерстного жира, обработанные триэтаноламином, и дисперсную фазу - аммонизированный водный раствор нитрата кальция (SU 1808858 А1, опубл. 15.04.1993). The closest analogue is the composition of the inverse emulsion based jamming fluid containing a hydrocarbon dispersion medium — hydrocarbon liquid — gas condensate or diesel fuel, an emulsifier — a waste product from lanolin — wool fat acids treated with triethanolamine, and a dispersed phase — an ammoniated aqueous solution of calcium nitrate (SU 1808858 A1, publ. 04/15/1993).
Наиболее близким аналогом в части способа является способ приготовления жидкости для глушения скважин на основе обратной эмульсии, содержащей указанные выше углеводородную дисперсионную среду, эмульгирующий компонент и дисперсионную фазу, путем их последовательного смешения и перемешивания в течение 5 минут (SU 1808858 А1, 15.04.1993). The closest analogue in terms of the method is a method for preparing well killing fluids based on a reverse emulsion containing the above hydrocarbon dispersion medium, an emulsifying component and a dispersion phase, by sequentially mixing and mixing them for 5 minutes (SU 1808858 A1, 04/15/1993) .
Недостатком данного состава и способа является низкая (0,2-3 ч при 100oC и 5-135 ч при 20oC) седиментационная и агрегативная устойчивость эмульсии при концентрации эмульгатора в составе менее 0,3 мас.% и превращение эмульсии в практически нетекучее состояние при концентрации эмульгатора выше 0,5 мас. % и содержании водной фазы более 50 мас.%. Кроме того, использование в качестве углеводородной жидкости газового конденсата повышает взрыво- и пожароопасность процесса приготовления обратных эмульсий.The disadvantage of this composition and method is the low (0.2-3 hours at 100 o C and 5-135 hours at 20 o C) sedimentation and aggregative stability of the emulsion at an emulsifier concentration of less than 0.3 wt.% And the conversion of the emulsion into practically non-fluid state at an emulsifier concentration above 0.5 wt. % and an aqueous phase content of more than 50 wt.%. In addition, the use of gas condensate as a hydrocarbon liquid increases the explosion and fire hazard of the process of preparing reverse emulsions.
Цель изобретения - упрощение процесса и снижение пожаро- и взрывобезопасности способа приготовления обратных эмульсий, используемых в качестве жидкостей для глушения скважин. The purpose of the invention is to simplify the process and reduce fire and explosion safety of the method of preparation of reverse emulsions used as fluids for killing wells.
Поставленная цель достигается тем, что в составе жидкости для глушения скважин на основе обратной эмульсии, содержащем углеводородную дисперсионную среду, эмульгирующий компонент и дисперсную фазу, в качестве углеводородной дисперсионной среды используют жидкий нефтепродукт с температурой вспышки не ниже +50oC, с плотностью не менее 830 кг/м3, температурой застывания не выше -45oC и вязкостью при 20oC не более 3,5 мПа•с, в качестве эмульгирующего компонента - сырую, разгазированную, необработанную реагентом-деэмульгатором тяжелую асфальто-смолистую нефть с высоким - не менее 100 мкг/г содержанием металло-порфириновых комплексов в количестве 1,0-5,0 мас.%, а в качестве дисперсной фазы пресную и/или пластовую воду или насыщенные водные растворы солей различной плотности в количестве, до ее содержания, равного 70 об.%. При такой концентрации дисперсной фазы в агрегативно-устойчивой обратной эмульсии имеет место плотная упаковка глобул, имеющих форму шара, и исключается какое-либо седиментационное расслоение данной эмульсии (см. Токунов В.И. , Хейфец И. Б. , Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. М., "Недра", с. 25), а структурно-реологические свойства (условная вязкость по СПВ-5) обратной эмульсии, независимо от изменения ее плотности, сохраняются на уровне 50-150 с.This goal is achieved by the fact that in the composition of the fluid for killing wells based on the inverse emulsion containing a hydrocarbon dispersion medium, an emulsifying component and a dispersed phase, a liquid petroleum product with a flash point of at least +50 o C and a density of at least 830 kg / m 3 , pour point no higher than -45 o C and viscosity at 20 o C no more than 3.5 MPa • s, as an emulsifying component - crude, non-degassed, untreated heavy asphalt-s reagent-demulsifier crude oil with a high content of not less than 100 μg / g of metal-porphyrin complexes in an amount of 1.0-5.0 wt.%, and as a dispersed phase, fresh and / or formation water or saturated aqueous solutions of salts of various densities in quantity, up to its content equal to 70 vol.%. At such a concentration of the dispersed phase in an aggregate-stable inverse emulsion, there is a dense packing of globules that have the shape of a ball, and any sedimentation separation of this emulsion is excluded (see Tokunov V.I., Kheifets I. B., Hydrophobic-emulsion drilling fluids M., "Nedra", p. 25), and the structural and rheological properties (conditional viscosity according to SPV-5) of the inverse emulsion, regardless of changes in its density, are maintained at a level of 50-150 s.
Как следует из данных, приведенных в табл. 1, при содержании в углеводородной дисперсионной среде эмульгирующего компонента менее 1,0 мас.% не достигается 100%-ная агрегативная устойчивость образующейся 70% обратной эмульсии. Чтобы обеспечить 100%-ную агрегативную устойчивость данной эмульсии содержание эмульгирующего компонента в углеводородной дисперсионной среде должно быть в пределах 1,0 - 5,0 мас.%. При этом, с повышением плотности дисперсной фазы от 1000 кг/м3 до 2000 кг/м3 содержание эмульгирующего компонента в углеводородной дисперсионной среде увеличивается в пределах 1,0-5,0 мас.%. Повышение концентрации эмульгирующего компонента более 5,0 мас.% нецелесообразно, т.к. при 100% агрегативной устойчивости образующейся обратной эмульсии избыточное содержание в системе эмульгирующего компонента приводит к значительному увеличению адгезионных и структурно-механических свойств обратной эмульсии, что осложняет ее практическое использование в качестве жидкости для глушения скважин.As follows from the data given in table. 1, when the content of the emulsifying component in the hydrocarbon dispersion medium is less than 1.0 wt.%, 100% aggregative stability of the resulting 70% inverse emulsion is not achieved. To ensure 100% aggregate stability of this emulsion, the content of the emulsifying component in the hydrocarbon dispersion medium should be in the range of 1.0 - 5.0 wt.%. Moreover, with an increase in the density of the dispersed phase from 1000 kg / m 3 to 2000 kg / m 3 the content of the emulsifying component in the hydrocarbon dispersion medium increases in the range of 1.0-5.0 wt.%. Increasing the concentration of emulsifying component of more than 5.0 wt.% Is impractical, because at 100% aggregate stability of the resulting reverse emulsion, the excess content of the emulsifying component in the system leads to a significant increase in the adhesive and structural-mechanical properties of the reverse emulsion, which complicates its practical use as a fluid for killing wells.
Поставленная цель достигается также тем, что в способе приготовления жидкости для глушения скважин на основе обратной эмульсии, содержащей углеводородную дисперсионную среду, эмульгирующий компонент и дисперсную фазу, при приготовлении состава жидкости, указанного выше, в указанной углеводородной дисперсионной среде растворяют указанный эмульгирующий компонент и затем постепенно эмульгируют указанную дисперсную фазу, приготовленную с плотностью, рассчитанной по формуле:
ρд.ф = (ρэм-ρугл•0,3):0,7, кг/м3,
где ρд.ф - плотность дисперсной фазы, кг/м3;
ρэм - плотность эмульсии (заданная), кг/м3;
ρугл - плотность углеводородной дисперсионной среды, кг/м3, с получением обратной эмульсии заданной плотности.This goal is also achieved by the fact that in the method of preparing a fluid for killing wells based on a reverse emulsion containing a hydrocarbon dispersion medium, an emulsifying component and a dispersed phase, when preparing the composition of the liquid specified above, the specified emulsifying component is dissolved in the specified hydrocarbon dispersion medium and then gradually emulsify the specified dispersed phase, prepared with a density calculated by the formula:
DSc ρ = (ρ -ρ um coal • 0,3): 0,7, kg / m 3,
where ρ d.f - the density of the dispersed phase, kg / m 3 ;
ρ em - the density of the emulsion (specified), kg / m 3 ;
ρ coal - the density of the hydrocarbon dispersion medium, kg / m 3 , with obtaining the inverse emulsion of a given density.
Анализ известных составов жидкостей для глушения скважин на основе обратных эмульсий показал, что использование в качестве эмульгирующего компонента сырой, разгазированной, не обработанной деэмульгатором тяжелой асфальто-смолистой нефти с содержанием металло-порфириновых компонентов более 100 мкг/г в количестве 1-5 мас.%, и способ приготовления обратных эмульсий с постоянным 70% объемным содержанием дисперсной фазы, обеспечивающим сохранение 100% агрегативной и седиментационной устойчивости при сохранении условной вязкости в пределах 50-150 с формулой расчета плотности дисперсной фазы, упрощающей способ приготовления обратных эмульсий с заданной плотностью - неизвестны. An analysis of well-known wellhead killing fluid compositions based on inverse emulsions showed that the use of crude, degassed, not treated with a demulsifier heavy asphalt-resinous oil with a content of metal-porphyrin components of more than 100 μg / g in an amount of 1-5 wt.% , and a method for the preparation of inverse emulsions with a constant 70% volumetric content of the dispersed phase, ensuring the maintenance of 100% aggregative and sedimentation stability while maintaining a conditional viscosity in the range of 50-15 0 with a formula for calculating the density of the dispersed phase, which simplifies the method of preparing inverse emulsions with a given density, are unknown.
Таким образом, предлагаемый состав и способ приготовления обратных эмульсий в качестве жидкости для глушения скважин на углеводородной основе придает ей новые свойства, что позволяет сделать вывод о наличии изобретательского уровня. Thus, the proposed composition and method of preparing inverse emulsions as a liquid for killing wells on a hydrocarbon basis gives it new properties, which allows us to conclude that there is an inventive step.
Жидкость для глушения скважин заданной плотности готовится следующим образом. A fluid for killing wells of a given density is prepared as follows.
- в углеводородной жидкости плотностью не ниже 830 кг/м3, температурой застывания не выше - 45oC, температурой вспышки не ниже +50oC и вязкостью при 20oC не более 3,5 мПа•с растворяют 1,0-5,0 мас.% эмульгирующего компонента, представляющего собой сырую, высоковязкую, разгазированную асфальто-смолистую нефть, состав и физико-химическая характеристика которой приведена в табл. 2. В полученном углеводородном коллоидно-дисперсном растворе эмульгатора с помощью специального механического диспергатора эмульгируют путем постепенного доведения объема дисперсной фазы до 70 об.% пресную или пластовую воду или водный раствор солей с рассчитанной по формуле (1) плотностью.- in a hydrocarbon liquid with a density not lower than 830 kg / m 3 , pour point not higher than 45 o C, a flash point not lower than + 50 o C and a viscosity at 20 o C not more than 3.5 MPa • s dissolve 1.0-5 , 0 wt.% Emulsifying component, which is a crude, highly viscous, degassed asphalt-resinous oil, the composition and physico-chemical characteristics of which are given in table. 2. In the obtained hydrocarbon colloidal dispersed solution of the emulsifier using a special mechanical dispersant emulsify by gradually increasing the volume of the dispersed phase to 70 vol.% Fresh or produced water or an aqueous solution of salts with a density calculated by formula (1).
Контроль за процессом приготовления обратной эмульсии заданной плотности осуществляют путем определения фактической плотности получаемой эмульсии и, если это необходимо, регулируют путем варьирования плотности эмульгируемой дисперсной фазы. The process of preparing the inverse emulsion of a given density is controlled by determining the actual density of the resulting emulsion and, if necessary, is controlled by varying the density of the emulsifiable dispersed phase.
Технологические свойства полученных обратных эмульсий, используемых в качестве жидкости для глушения скважин, оценивают по результатам определения их плотности (весовым методом), условной вязкости по СВП-5 при температуре 20oC (по времени истечения, в с), агрегативной и седиментационной устойчивости по объему отстоявшейся дисперсионной среды или выделившейся дисперсной фазы (в относ.%) при времени отстаивания системы в течение 30 суток при температурах 20oC и 100oC.The technological properties of the obtained inverse emulsions used as a fluid for killing wells are evaluated by the results of determining their density (by the gravimetric method), conditional viscosity according to SVP-5 at a temperature of 20 o C (by flow time, in s), aggregative and sedimentation stability by the volume of the settled dispersion medium or precipitated dispersed phase (in relative%) at the time of settling of the system for 30 days at temperatures of 20 o C and 100 o C.
Приведенные в табл. 3 технологические свойства обратных эмульсий, используемых в качестве жидкостей для глушения скважин, полученных по предлагаемому составу и способу, выгодно отличают их от аналогичных свойств обратных эмульсий, полученных по известному составу-прототипу. Given in the table. 3 technological properties of inverse emulsions used as fluids for killing wells obtained by the proposed composition and method, distinguish them from similar properties of inverse emulsions obtained by the known composition of the prototype.
Пример 1. Example 1
Необходимо приготовить 1 м3 жидкости для глушения скважины плотностью 1000 кг/м3 на основе углеводородной жидкости (керосина) плотностью 830 кг/м3.It is necessary to prepare 1 m 3 liquid for killing a well with a density of 1000 kg / m 3 based on hydrocarbon liquid (kerosene) with a density of 830 kg / m 3 .
По формуле (1) определяют, что для приготовления обратной эмульсии с данной плотностью, плотность дисперсной фазы должна быть:
(1000 - 0,3 • 830): 0,7 = 1073 кг/м3.According to the formula (1), it is determined that for the preparation of a reverse emulsion with a given density, the density of the dispersed phase should be:
(1000 - 0.3 • 830): 0.7 = 1073 kg / m 3 .
Такую плотность водной дисперсной фазы обычно получают путем смешения в определенной пропорции пресной и пластовой воды. This density of the aqueous dispersed phase is usually obtained by mixing in a certain proportion of fresh and produced water.
Для приготовления 1 м3 жидкости для глушения скважин на углеводородной основе плотностью 1000 кг/м3 берут 300 л (или 300 • 0,830 = 249 кг) керосина, растворяют в нем 2,5 кг (1,0 мас.%) эмульгирующего компонента и затем в полученном углеводородном коллоидно-дисперсном растворе эмульгатора постепенно диспергируют 700 л (или 700 • 1,073 = 751 кг) минерализованной воды плотностью 1073 кг/м3.To prepare 1 m 3 liquid for killing hydrocarbon-based wells with a density of 1000 kg / m 3, 300 l (or 300 • 0.830 = 249 kg) of kerosene are taken, 2.5 kg (1.0 wt.%) Of the emulsifying component are dissolved in it and then in the obtained hydrocarbon colloidal dispersed emulsifier solution, 700 l (or 700 • 1,073 = 751 kg) of mineralized water with a density of 1073 kg / m 3 are gradually dispersed.
Пример 2. Необходимо приготовить 1 м3 жидкости для глушения скважины плотностью 1100 кг/м3 на основе углеводородной жидкости (керосина) с плотностью 830 кг/м3.Example 2. It is necessary to prepare 1 m 3 fluid for killing a well with a density of 1100 kg / m 3 based on a hydrocarbon liquid (kerosene) with a density of 830 kg / m 3 .
По формуле (1) определяют, что в данном случае плотность дисперсной фазы должна быть: (1100-0,3 • 830): 1215 кг/м3.According to the formula (1), it is determined that in this case the density of the dispersed phase should be: (1100-0.3 • 830): 1215 kg / m 3 .
Такую плотность имеют некоторые высокоминерализованные пластовые воды или 15-30 мас.% растворы хлорида кальция. This density has some highly saline formation water or 15-30 wt.% Solutions of calcium chloride.
Для приготовления 1 м3 жидкости для глушения скважины с плотностью 1100 кг/м3 на углеводородной основе берут 300 л (или 249 кг) керосина, растворяют в нем 2,5 кг (1,0 мас.%) эмульгирующего компонента и в полученном коллоидно-дисперсном углеводородном растворе постепенно диспергируют-700 л (или 700 • 1,215 = 850 кг)- водный раствор хлорида кальция плотностью 1215 кг/м3.To prepare 1 m 3 of fluid for killing a well with a density of 1100 kg / m 3 on a hydrocarbon basis, 300 l (or 249 kg) of kerosene are taken, 2.5 kg (1.0 wt.%) Of the emulsifying component are dissolved in it and the resulting colloid -dispersed hydrocarbon solution is gradually dispersed-700 l (or 700 • 1,215 = 850 kg) - an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1215 kg / m 3 .
Пример 3. Example 3
Необходимо приготовить 1 м3 жидкости для глушения скважины с плотностью 1200 кг/м3
По формуле (1) определяют, что в данном случае плотность дисперсной фазы должна быть: (1200-0,3 • 830):0,7 = 1358 кг/м3. Такую плотность имеет насыщенный (40 мас.%) водный раствор хлорида кальция. Поэтому, для приготовления 1 м3 жидкости для глушения скважины с плотностью 1200 кг/м3 на углеводородной основе берут 300 л (или 249 кг) керосина, растворяют в нем 5,0 кг (2,0 мас. %) эмульгирующего компонента и в полученном коллоидно-дисперсном углеводородном растворе постепенно диспергируют 700 л (или 700 • 1:358 = 950 кг) насыщенного раствора хлорида кальция плотностью 1358 кг/м3.It is necessary to prepare 1 m 3 of fluid for killing a well with a density of 1200 kg / m 3
According to the formula (1), it is determined that in this case the density of the dispersed phase should be: (1200-0.3 • 830): 0.7 = 1358 kg / m 3 . This density has a saturated (40 wt.%) Aqueous solution of calcium chloride. Therefore, to prepare 1 m 3 of fluid for killing a well with a density of 1200 kg / m 3 on a hydrocarbon basis, 300 l (or 249 kg) of kerosene are taken, 5.0 kg (2.0 wt.%) Of the emulsifying component are dissolved in it and the resulting colloidal-dispersed hydrocarbon solution is gradually dispersed in 700 l (or 700 • 1: 358 = 950 kg) of a saturated solution of calcium chloride with a density of 1358 kg / m 3 .
Пример 4. Example 4
Необходимо приготовить 1 м3 жидкости для глушения скважины плотностью 1300 кг/м3. По формуле (1) определяют, что в данном случае плотность дисперсной фазы должна быть:
(1300 - 0,3 • 830): 0,7 = 1500 кг/м3.It is necessary to prepare 1 m 3 of fluid for killing a well with a density of 1300 kg / m 3 . By the formula (1), it is determined that in this case the density of the dispersed phase should be:
(1300 - 0.3 • 830): 0.7 = 1500 kg / m 3 .
Такую плотность дисперсной фазы готовят путем смешения насыщенных водных растворов хлорида кальция (плотность 1358 кг/м3) и нитрата кальция (плотность 1600 кг/м3). Поэтому для приготовления 1 м3 жидкости для глушения скважины на углеводородной основе берут 300 л (или 249 кг) керосина, растворяют в нем 5,0 кг (2,0 мас.%) эмульгирующего компонента и в полученном углеводородном коллоидно-дисперсном растворе эмульгатора постепенно диспергируют - 700 л (или 700 • 1500 = 1050 кг) - смесь насыщенных водных растворов хлорида и нитрата кальция плотностью 1500 кг/м3.This density of the dispersed phase is prepared by mixing saturated aqueous solutions of calcium chloride (density 1358 kg / m 3 ) and calcium nitrate (
Пример 5. Example 5
Необходимо приготовить 1 м3 жидкости для глушения скважины плотностью 1400 кг/м3. По формуле (1) определяют, что в данном случае плотность дисперсной фазы должна быть:
(1400 - 0,3 • 830): 0,7 = 1644 кг/м3.It is necessary to prepare 1 m 3 of fluid for killing a well with a density of 1400 kg / m 3 . By the formula (1), it is determined that in this case the density of the dispersed phase should be:
(1400 - 0.3 • 830): 0.7 = 1644 kg / m 3 .
Такую плотность дисперсной фазы целесообразно готовить путем смешения насыщенных водных растворов нитрата кальция (плотность 1600 кг/м3) и хлорида цинка (плотность 1800 кг/м3). Поэтому, для приготовления 1 м3 жидкости для глушения скважин на углеводородной основе берут 300 л или 249 кг керосина, растворяют в нем 7,5 кг (3,0 мас.%) эмульгирующего компонента и в полученном углеводородном коллоидно-дисперсном растворе эмульгатора постепенно диспергируют 700 л (или 700 • 1644 = 1150 кг) дисперсной фазы - смеси насыщенных водных растворов нитрата кальция и хлорида цинка плотностью 1644 кг/м3.It is advisable to prepare such a density of the dispersed phase by mixing saturated aqueous solutions of calcium nitrate (
Пример 6. Example 6
Необходимо приготовить 1 м3 жидкости для глушения скважин с плотностью 1500 кг/м3. По формуле (1) определяют, что в данном случае плотность дисперсной фазы должна быть: (1500 - 0,3 • 830): 0,7 = 1787 кг/м3.It is necessary to prepare 1 m 3 of fluid for killing wells with a density of 1,500 kg / m 3 . According to the formula (1), it is determined that in this case the density of the dispersed phase should be: (1500 - 0.3 • 830): 0.7 = 1787 kg / m 3 .
Такую плотность имеет насыщенный водный раствор хлорида цинка. Поэтому для приготовления 1 м3 жидкости для глушения скважин на углеводородной основе берут 300 л (или 249 кг) керосина, растворяют в нем 10 кг (5,0 мас.%) эмульгирующего компонента и в полученном углеводородном коллоидно-дисперсном растворе эмульгатора постепенно диспергируют 700 л или 700 • 1787 = 1251 кг дисперсной фазы, представляющей собой насыщенный водный раствор хлорида цинка плотностью 1787 кг/м3.This density has a saturated aqueous solution of zinc chloride. Therefore, to prepare 1 m 3 liquid for killing hydrocarbon-based wells, 300 l (or 249 kg) of kerosene are taken, 10 kg (5.0 wt.%) Of the emulsifying component is dissolved in it, and 700 are gradually dispersed in the resulting hydrocarbon colloidal dispersed emulsifier solution l or 700 • 1787 = 1251 kg of the dispersed phase, which is a saturated aqueous solution of zinc chloride with a density of 1787 kg / m 3 .
Пример 7. Example 7
Необходимо приготовить 1 м3 жидкости для глушения скважин с плотностью 1600 кг/м3. По формуле (1) определяют, что в данном случае плотность дисперсной фазы должна быть:
(1600 - 0,3 • 830): 0,7 = 1930 кг/м3.It is necessary to prepare 1 m 3 of fluid for killing wells with a density of 1600 kg / m 3 . By the formula (1), it is determined that in this case the density of the dispersed phase should be:
(1600 - 0.3 • 830): 0.7 = 1930 kg / m 3 .
Такую плотность (около 2000 кг/м3) имеет насыщенный водный раствор хлорида олова. Поэтому, для приготовления 1 м3 жидкости для глушения скважины на углеводородной основе берут 300 мл (или 249 кг) керосина, растворяют в нем 10 кг (5,0 мас.%) эмульгирующего компонента и в полученном углеводородном растворе эмульгатора постепенно диспергируют 700 л или 700 • 1930 = 1351 кг дисперсной фазы, представляющей собой насыщенный раствор хлорида олова. Однако дефицитность и высокая стоимость SnCl2 делают проблематичным возможность широкого использования данного реагента для приготовления жидкости для глушения скважины на углеводородной основе предложенным способом с плотностью 1600 кг/м3.This density (about 2000 kg / m 3 ) has a saturated aqueous solution of tin chloride. Therefore, to prepare 1 m 3 liquid for killing a hydrocarbon-based well, 300 ml (or 249 kg) of kerosene are taken, 10 kg (5.0 wt.%) Of the emulsifying component are dissolved in it and 700 l are gradually dispersed in the obtained hydrocarbon emulsifier solution or 700 • 1930 = 1351 kg of a dispersed phase, which is a saturated solution of tin chloride. However, the scarcity and high cost of SnCl 2 make it difficult to widely use this reagent to prepare fluid for killing a hydrocarbon-based well by the proposed method with a density of 1600 kg / m 3 .
Применение в качестве реагентов для приготовления дисперсной фазы с плотностью выше 2000 кг/м3 других, более тяжелых водорастворимых солей, например бромидов или йодидов натрия, калия, кальция, нереально из-за их еще более высокой стоимости, чем стоимость хлорида олова.The use as reagents for the preparation of the dispersed phase with a density higher than 2000 kg / m 3 of other, heavier water-soluble salts, for example bromides or iodides of sodium, potassium, calcium, is unrealistic because of their even higher cost than the cost of tin chloride.
Поэтому, область применения предлагаемого состава и способа приготовления жидкостей для глушения скважин на углеводородной основе следует ограничивать приготовлением обратных эмульсий с диапазоном плотности от 945 кг/м3 (где в качестве дисперсной фазы используют пресную воду) до плотности 1500 кг/м3 (где в качестве дисперсной фазы используют насыщенный водный раствор хлорида цинка).Therefore, the scope of the proposed composition and method for preparing fluids for killing hydrocarbon-based wells should be limited to the preparation of inverse emulsions with a density range from 945 kg / m 3 (where fresh water is used as the dispersed phase) to a density of 1,500 kg / m 3 (where a saturated aqueous solution of zinc chloride is used as the dispersed phase).
Предлагаемые состав и способ приготовления жидкости для глушения скважин по сравнению с прототипом обладают более высокой агрегативной и седиментационной устойчивостью и повышенной плотностью, не содержат в качестве утяжелителя твердой фазы, что исключает кольматацию пор пласта твердыми частицами. The proposed composition and method of preparation of fluid for killing wells in comparison with the prototype have a higher aggregative and sedimentation stability and increased density, do not contain a solid phase as a weighting agent, which eliminates the formation of pores in the pore by solid particles.
Использование в качестве углеводородной дисперсионной среды в количестве не более 30 об.% жидкого нефтепродукта с температурой вспышки не ниже +50oC, плотностью не менее 830 кг/м3, температурой застывания не выше -45oC и вязкостью при 20oC не более 3,5 мПа•с (например, керосина или дизельного топлива марки ДЗ) позволяет, по сравнению с использованием газового конденсата по прототипу, до минимума снизить пожаро- и взрывоопасность способа приготовления обратной эмульсии предлагаемым способом при одновременном выдерживании ее таких необходимых технических характеристик как условная вязкость и температура застывания.Use as a hydrocarbon dispersion medium in an amount of not more than 30 vol.% Liquid petroleum product with a flash point not lower than +50 o C, density not less than 830 kg / m 3 , pour point not higher than -45 o C and viscosity at 20 o C not more than 3.5 mPa • s (for example, kerosene or diesel fuel of the DZ brand) allows, in comparison with the use of gas condensate according to the prototype, to minimize the fire and explosion hazard of the method of preparing the reverse emulsion by the proposed method while maintaining it with such necessary t to technical characteristics such as relative viscosity and pour point.
Claims (2)
ρд.ф.= (ρэм.-φугл.×0,3):0,7,кг/м3,
где ρд.ф.- плотность дисперсной фазы, кг/м3;
ρэм.- плотность эмульсии (заданная), кг/м3;
φугл.- плотность углеводородной дисперсионной среды, кг/м3,
с получением обратной эмульсии заданной плотности.2. A method of preparing a fluid for killing wells based on a reverse emulsion containing a hydrocarbon dispersion medium, an emulsifying component and a dispersed phase, characterized in that when preparing the liquid composition according to claim 1, the specified emulsifying component is dissolved in the specified hydrocarbon dispersion medium and then the specified emulsification is gradually emulsified dispersed phase, prepared with a density calculated by the formula
ρ d.f. = (ρ em. -φ ang. × 0.3): 0.7, kg / m 3 ,
where ρ d.f. - the density of the dispersed phase, kg / m 3 ;
ρ em. - emulsion density (predetermined), kg / m 3 ;
φ angle - the density of the hydrocarbon dispersion medium, kg / m 3 ,
with the inverse emulsion of a given density.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99104424A RU2152972C1 (en) | 1999-03-09 | 1999-03-09 | Composition and method of preparing well killing fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99104424A RU2152972C1 (en) | 1999-03-09 | 1999-03-09 | Composition and method of preparing well killing fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2152972C1 true RU2152972C1 (en) | 2000-07-20 |
Family
ID=20216714
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99104424A RU2152972C1 (en) | 1999-03-09 | 1999-03-09 | Composition and method of preparing well killing fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2152972C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188843C1 (en) * | 2001-07-23 | 2002-09-10 | ЗАО "Полином" | Process fluid for perforation and killing of wells |
| RU2190004C1 (en) * | 2001-09-19 | 2002-09-27 | Закрытое акционерное общество "Сибирский капитальный ремонт скважин" | Well-killing fluid |
| RU2241819C1 (en) * | 2003-05-28 | 2004-12-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерное общество "Газпром" | Method for stepped cementation of well in highly penetrable gas-saturated collectors |
| RU2291181C1 (en) * | 2005-04-27 | 2007-01-10 | Сергей Александрович Рябоконь | COMPOSITION FOR PREPARING SOLID PHASE-FREE PROCESS FLUIDS (DENSITY UP TO 1600 kg/m3) DESIGNED FOR COMPLETING AND REPAIRING OIL AND GAS WELLS |
| RU2291183C2 (en) * | 2005-01-24 | 2007-01-10 | Геннадий Николаевич Позднышев | Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology |
| RU2423405C1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-07-10 | Михаил Евгеньевич Ламосов | Composition for preparing high-density non-solid phase process liquids |
| RU2427604C1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-08-27 | Михаил Евгеньевич Ламосов | COMPOSITION FOR PREPARATION OF PROCESS LIQUIDS WITHOUT SOLID PHASE OF DENSITY TO 1,60 g/m3 |
| RU2457319C2 (en) * | 2010-07-05 | 2012-07-27 | Геннадий Николаевич Позднышев | Method for oil-gas wells killing on deep water subsea deposits |
| RU2781988C1 (en) * | 2022-01-13 | 2022-10-21 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов", (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for preparation of blocking fluid for killing wells |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4306980A (en) * | 1979-12-03 | 1981-12-22 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well-servicing fluids |
| SU1696453A1 (en) * | 1988-07-26 | 1991-12-07 | Отделение Нефтехимии Института Физико-Органической Химии И Углехимии Ан Усср | Method for preparation water-in-oil emulsion for wells shut down |
| RU2058989C1 (en) * | 1992-11-25 | 1996-04-27 | Научно-производственный центр "Нефтегазтехнология" | Fluid for well killing |
| RU2071551C1 (en) * | 1993-05-26 | 1997-01-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Liquid for damping wells |
| RU2082878C1 (en) * | 1992-12-09 | 1997-06-27 | Вениамин Дмитриевич Куртов | Method of production of well killing fluid |
-
1999
- 1999-03-09 RU RU99104424A patent/RU2152972C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4306980A (en) * | 1979-12-03 | 1981-12-22 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well-servicing fluids |
| SU1696453A1 (en) * | 1988-07-26 | 1991-12-07 | Отделение Нефтехимии Института Физико-Органической Химии И Углехимии Ан Усср | Method for preparation water-in-oil emulsion for wells shut down |
| RU2058989C1 (en) * | 1992-11-25 | 1996-04-27 | Научно-производственный центр "Нефтегазтехнология" | Fluid for well killing |
| RU2082878C1 (en) * | 1992-12-09 | 1997-06-27 | Вениамин Дмитриевич Куртов | Method of production of well killing fluid |
| RU2071551C1 (en) * | 1993-05-26 | 1997-01-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Liquid for damping wells |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188843C1 (en) * | 2001-07-23 | 2002-09-10 | ЗАО "Полином" | Process fluid for perforation and killing of wells |
| RU2190004C1 (en) * | 2001-09-19 | 2002-09-27 | Закрытое акционерное общество "Сибирский капитальный ремонт скважин" | Well-killing fluid |
| RU2241819C1 (en) * | 2003-05-28 | 2004-12-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерное общество "Газпром" | Method for stepped cementation of well in highly penetrable gas-saturated collectors |
| RU2291183C2 (en) * | 2005-01-24 | 2007-01-10 | Геннадий Николаевич Позднышев | Composition and method for preparing and using hydrophobic emulsion in integrated well killing and completion technology |
| RU2291181C1 (en) * | 2005-04-27 | 2007-01-10 | Сергей Александрович Рябоконь | COMPOSITION FOR PREPARING SOLID PHASE-FREE PROCESS FLUIDS (DENSITY UP TO 1600 kg/m3) DESIGNED FOR COMPLETING AND REPAIRING OIL AND GAS WELLS |
| RU2423405C1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-07-10 | Михаил Евгеньевич Ламосов | Composition for preparing high-density non-solid phase process liquids |
| RU2427604C1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-08-27 | Михаил Евгеньевич Ламосов | COMPOSITION FOR PREPARATION OF PROCESS LIQUIDS WITHOUT SOLID PHASE OF DENSITY TO 1,60 g/m3 |
| RU2457319C2 (en) * | 2010-07-05 | 2012-07-27 | Геннадий Николаевич Позднышев | Method for oil-gas wells killing on deep water subsea deposits |
| RU2781988C1 (en) * | 2022-01-13 | 2022-10-21 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов", (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for preparation of blocking fluid for killing wells |
| RU2845565C1 (en) * | 2025-03-19 | 2025-08-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Well killing liquid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11578256B2 (en) | Formulations and methods | |
| US11028312B2 (en) | Treating seawater for hydrocarbon production | |
| CA2987407C (en) | Biopolymer based cationic surfactant for clay stabilization and prevention of sludging | |
| WO2018081063A1 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
| RU2357997C1 (en) | Blocking fluid "жг-иэр-т" | |
| RU2152972C1 (en) | Composition and method of preparing well killing fluid | |
| WO2018005341A1 (en) | Composition, method and use for enhanced oil recovery | |
| Nutskova et al. | Research of oil-based drilling fluids to improve the quality of wells completion | |
| Staiss et al. | Improved demulsifier chemistry: A novel approach in the dehydration of crude oil | |
| US20230148311A1 (en) | Uses For Supramolecular Host Guest Product Concentrators In The Oil Field | |
| RU2156269C1 (en) | Composition and method of preparing hydrophobic emulsion in integrated well-killing technology | |
| CA2840675A1 (en) | Method for destabilizing bitumen-water and oil-water emulsions using lime | |
| NO156091B (en) | WATER-I OIL EMULSION WITH LOW WATER ACTIVITY FOR DRILLING AND REPAIR OF OIL BROWNS. | |
| RU2135742C1 (en) | Composition for preventing hydrate-paraffin deposits | |
| EP1497395B1 (en) | Inversion process of a water-in-oil emulsions to oil-in-water emulsion | |
| Elhaddad et al. | New model to eliminate salts from sarir crude oil: a case study | |
| CN104109527A (en) | Microemulsified acid solution and preparation method thereof | |
| RU2708849C1 (en) | Nanostructured high-inhibited drilling fluid | |
| Zangaeva | Produced water challenges: influence of production chemicals on flocculation | |
| RU1808859C (en) | Emulsion composition for treatment of wells | |
| Tarbanov et al. | PREVENTION OF INORGANIC SCALE FORMATION IN THE UZEN AND ZHETYBAI FIELDS BY USING OF SALT DEPOSITION INHIBITIORS | |
| RU2548721C1 (en) | Research method for pipeline demulsification process | |
| CN119053559A (en) | Method for removing sulfate from sea water by using high salinity produced water | |
| Elsharkawy et al. | Effect of inorganic solids, wax to asphaltene ratio, and water cut on the stability of water-in-crude oil emulsions | |
| ALKANES et al. | THE CHEMISTRY OF PARAFFIN |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100310 |