RU2169832C1 - Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well - Google Patents
Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2169832C1 RU2169832C1 RU2000128903/03A RU2000128903A RU2169832C1 RU 2169832 C1 RU2169832 C1 RU 2169832C1 RU 2000128903/03 A RU2000128903/03 A RU 2000128903/03A RU 2000128903 A RU2000128903 A RU 2000128903A RU 2169832 C1 RU2169832 C1 RU 2169832C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aqueous solution
- sylvinite ore
- reservoir
- well
- sylvinite
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 4
- 238000004321 preservation Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 16
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 13
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 10
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 4
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000005097 cold rolling Methods 0.000 claims description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 2
- 238000009851 ferrous metallurgy Methods 0.000 claims description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- 238000009856 non-ferrous metallurgy Methods 0.000 claims description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- -1 for example Polymers 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- FAIAAWCVCHQXDN-UHFFFAOYSA-N phosphorus trichloride Chemical compound ClP(Cl)Cl FAIAAWCVCHQXDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах и, в частности, при перфорации скважины, изоляции нефтегазоводопроявлений, ее глушении и пр. The invention relates to the oil and gas industry and may find application in various technological operations in wells and, in particular, in perforation of a well, isolation of oil and gas manifestations, its killing, etc.
Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта добывающей скважины, включающий замену бурового раствора на пресную воду и проведение технологических операций в скважине [1]. A known method of preserving the reservoir properties of the bottom-hole zone of a producing formation of a producing well, comprising replacing the drilling fluid with fresh water and carrying out technological operations in the well [1].
И действительно, эта операция направлена на сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, поскольку исключается фильтрация в продуктивный пласт глинистых материалов из состава бурового раствора, утяжелителя, химических реагентов, наполнителя и пр. , составляющих основу бурового раствора и кольматирующих продуктивный пласт. Indeed, this operation is aimed at preserving the reservoir properties of the reservoir, since filtration of clay materials from the composition of the drilling fluid, weighting agent, chemicals, filler, etc., which form the basis of the drilling fluid and clogging the reservoir, is excluded.
Известно, что после воздействия на продуктивный пласт буровым (глинистым раствором), равному, например, времени глушения скважины в течение которого обычно длится ее ремонт, фильтрат бурового раствора при его водоотдаче 8-10 см3 за 30 мин проникает в продуктивный пласт на глубину 2-3 м. В результате этого проницаемость в призабойной зоне снижается в 1,6-22,6 раза в сравнении с удаленной зоной. Наиболее интенсивная кольматация наблюдается при проницаемости пород выше 0,1 мкм2, что объясняется зависимостью степени кольматации от соотношения пор и твердых частиц.It is known that after exposure to a productive formation with a drilling mud (clay mud), equal, for example, to the time of shutting down a well during which it usually takes to repair it, the filtrate of the drilling fluid with its water yield of 8-10 cm 3 in 30 minutes penetrates the reservoir into a depth of 2 -3 m. As a result, permeability in the bottomhole zone is reduced by 1.6-22.6 times in comparison with the remote zone. The most intense colmatation is observed with rock permeability higher than 0.1 μm 2 , which is explained by the dependence of the degree of colmatization on the ratio of pores and solid particles.
Установлено, что частицы традиционно используемых утяжелителей неглубоко проникают в породу, однако вызывают ее закупорку на 75-100%, одновременно ускоряя процесс кольматации. It has been established that particles of traditionally used weighting agents penetrate shallowly into the rock, however, they cause its blockage by 75-100%, while speeding up the mudding process.
Химические реагенты и добавки, которыми обрабатывают буровой раствор, тоже влияют на проницаемость. Эти реагенты сольватируют, флокулируют или диспергируют частицы твердой фазы, образуют гели и суспензии, и создают молекулярно-глобулярную (в слабопроницаемых породах), полидисперсную или объемную кольматацию. The chemicals and additives that treat the drilling fluid also affect permeability. These reagents solvate, flocculate or disperse solid particles, form gels and suspensions, and create molecular globular (in poorly permeable rocks), polydisperse or bulk colmatization.
Установлено, что при глушении скважин буровыми растворами возможно значительное ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта, если он представлен гранулярным коллектором. It has been established that when killing wells with drilling fluids, a significant deterioration in the reservoir properties of the bottom-hole zone of a productive formation is possible if it is represented by a granular reservoir.
В еще большей степени это относится к трещиноватым коллекторам. В этом случае возможно значительное необратимое ухудшение коллекторских свойств пласта. This applies even more to fractured reservoirs. In this case, a significant irreversible deterioration of the reservoir properties of the formation is possible.
Кроме того, вышеописанный известный способ направлен на сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта только для случая глушения скважины. При этом не рассмотрены процессы, происходящие при первичном вскрытии пласта (при бурении) и вторичном вскрытии пласта (перфорации). In addition, the above known method is aimed at preserving the reservoir properties of the bottom-hole formation zone only for the case of killing the well. In this case, the processes occurring during the initial opening of the formation (during drilling) and the secondary opening of the formation (perforation) are not considered.
Переход на пресную воду представляется на первый вид положительным фактором. В пресной воде значительно меньше примесей в сравнении с добавками, свойственными буровому раствору. The transition to fresh water seems at first sight a positive factor. In fresh water, there are significantly fewer impurities in comparison with additives inherent in the drilling fluid.
Однако применение пресной воды для глушения ожидаемого эффекта не обеспечивает. Коэффициент продуктивности скважин, заглушенных пресной водой тоже снижается и снижается в 2-5 раз. Первоначальные значения продуктивности восстанавливаются только через 3-5 мес. непрерывной эксплуатации скважины. Кроме того, в ряде случаев оказывается недостаточной плотность воды. However, the use of fresh water to suppress the expected effect does not provide. The productivity coefficient of wells drowned by fresh water also decreases and decreases by 2-5 times. The initial values of productivity are restored only after 3-5 months. continuous well operation. In addition, in some cases, the density of water is insufficient.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающий помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей и проведение технологических операций в скважине [2]. The closest analogue of the invention is a method of preserving the reservoir properties of the bottom-hole zone of a producing well formation, comprising placing an aqueous solution of mineral salts in the wellbore and carrying out technological operations in the well [2].
Из практики известно, что широкое распространение получили водные растворы поваренной соли, хлористого кальция, растворы калийсодержащих отходов производства, и пр. С применением растворов минеральных солей одного вида или их смесей возможно регулирование плотности этих растворов и свойств. It is known from practice that aqueous solutions of sodium chloride, calcium chloride, solutions of potassium-containing waste products, etc., are widely used. Using solutions of the same type of mineral salts or their mixtures, it is possible to control the density of these solutions and properties.
Основным недостатком известных водных растворов минеральных солей является, в ряде случаев, низкое значение температуры кристаллизации используемых растворов, что затрудняет их приготовление и использование их в условиях низких температур. The main disadvantage of the known aqueous solutions of mineral salts is, in some cases, the low crystallization temperature of the solutions used, which complicates their preparation and use at low temperatures.
Для скважин с повышенным пластовым давлением основным в применении на производстве принят раствор хлористого кальция. Раствор на основе хлористого кальция плотностью 1,3 г/см3 кристаллизуется при температуре - 51oC, что обуславливает его широкое применение, например, при глушении скважин.For wells with high reservoir pressure, a solution of calcium chloride is the main one used in production. A solution based on calcium chloride with a density of 1.3 g / cm 3 crystallizes at a temperature of - 51 o C, which leads to its widespread use, for example, when killing wells.
Однако другим общим недостатком растворов минеральных солей является наличие в них значительного количества примесей нерастворимых в воде солей. However, another common drawback of solutions of mineral salts is the presence in them of a significant amount of impurities of water-insoluble salts.
Кроме того, при смешивании этих растворов с пластовыми водами различной степени минерализации и ионного состава образуются дополнительные нерастворимые осадки. In addition, when these solutions are mixed with produced water of varying degrees of mineralization and ionic composition, additional insoluble precipitates are formed.
Поэтому в известном способе, принятым в качестве наиболее близкого аналога, раствор минеральной соли применяют только как средство, обеспечивающее необходимое гидростатическое противодавление на пласт. Therefore, in the known method, adopted as the closest analogue, a solution of mineral salt is used only as a means of providing the necessary hydrostatic backpressure on the formation.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, при использовании растворов минеральных солей как основного средства воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств. The technical result of the invention is to increase the efficiency of preservation of the reservoir properties of the bottom-hole zone of the reservoir of the producing well, when using solutions of mineral salts as the main means of influencing the reservoir while maintaining its reservoir properties.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, включающем помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей и проведение технологических операций в скважине, согласно изобретению в ствол скважины помещают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования, причем водный раствор обогащенной сильвинитовой руды помещают как против зоны продуктивного пласта так и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над кровлей продуктивного пласта. The required technical result is achieved by the fact that in the method of preserving the reservoir properties of the bottom-hole zone of the producing wellbore, including placing an aqueous solution of mineral salts in the wellbore and carrying out technological operations in the well, according to the invention, an aqueous solution of enriched sylvinite ore with a sedimentation inhibitor is placed in the well, an aqueous solution of enriched sylvinite ore is placed both against the zone of the reservoir and above the roof of the reservoir with the development of a hydraulic column above the roof of the reservoir.
При этом сильвинитовую руду обогащают до содержания в ней, мас.%:
Хлористого калия - 20-30
Хлористого натрия - 65-70
Нерастворимых примесей - 0,5-3
Воды - 0,3-0,8
Кроме того, используют готовую (обогащенную) сильвинитовую руду - сильвинит, как продукт, предназначенный для применения в черной и цветной металлургии при холодной прокатке металла (товарное название "Сильвинит", ТУ 2111-086-05778557-97).At the same time, sylvinite ore is enriched to its content, wt.%:
Potassium Chloride - 20-30
Sodium Chloride - 65-70
Insoluble Impurities - 0.5-3
Water - 0.3-0.8
In addition, they use finished (enriched) sylvinite ore - sylvinite, as a product intended for use in the ferrous and non-ferrous metallurgy during cold rolling of metal (trade name "Silvinit", TU 2111-086-05778557-97).
При перфорации скважины величину гидравлического столба водного раствора сильвинитовой руды над кровлей продуктивного пласта принимают с учетом динамической составляющей во фронте ударной волны перфоратора и величины (1,05-1,1)Pпл, где Pпл - пластовое давление.When perforating a well, the value of the hydraulic column of an aqueous solution of sylvinite ore above the top of the reservoir is taken into account the dynamic component in the front of the shock wave of the perforator and the value (1.05-1.1) P pl , where P pl is the reservoir pressure.
При перфорации скважины над гидравлическим столбом водного раствора сильвинитовой руды помещают вязкоупругий состав для разделения раствора сильвинитовой руды от бурового раствора, заполняющего ствол скважины и компенсации давления взрывной волны при перфорации. When a well is perforated, a viscoelastic composition is placed over the hydraulic column of an aqueous solution of sylvinite ore to separate the sylvinite ore solution from the drilling fluid filling the wellbore and compensate for the pressure of the blast wave during perforation.
При глушении скважины величину гидравлического столба водного раствора сильвинитовой руды над кровлей продуктивного пласта принимают с учетом пластового давления продуктивного пласта. When killing a well, the value of the hydraulic column of an aqueous solution of sylvinite ore above the top of the reservoir is taken into account the reservoir pressure of the reservoir.
При глушении скважины над гидравлическим столбом водного раствора сильвинитовой руды помещают вязкоупругий состав для разделения раствора сильвинитовой руды от бурового раствора, заполняющего ствол скважины и противодействия пластовому давлению. When killing a well above a hydraulic column of an aqueous solution of sylvinite ore, a viscoelastic composition is placed to separate the solution of sylvinite ore from the drilling fluid filling the wellbore and counteract the formation pressure.
При глушении скважины последнюю заполняют водным раствором сильвинитовой руды до устья. When killing a well, the latter is filled with an aqueous solution of sylvinite ore to the mouth.
Воду для приготовления раствора сильвинитовой руды подогревают на устье скважины до температуры в стволе скважины. Water for preparing a solution of sylvinite ore is heated at the wellhead to a temperature in the wellbore.
В качестве ингибитора осадкообразования применяют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,01-0,5% от веса обогащенной сильвинитовой руды. As an inhibitor of sedimentation, nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) is used in an amount of 0.01-0.5% by weight of the enriched sylvinite ore.
При этом оптимальное количество данного ингибитора составляет 0,05 вес. %. Moreover, the optimal amount of this inhibitor is 0.05 weight. %
НТФ (ТУ 6-09-5283-86) представляет собой бесцветный или слегка зеленоватый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах и нерастворимый в органических растворителях. НТФ представляет собой продукт взаимодействия формалина (ГОСТ 1625-75, сорт 1), аммиака водного технического (ГОСТ 9-77, марка А. Сорт 1) и треххлористого фосфора (ТУ 6-02-574-84). NTF (TU 6-09-5283-86) is a colorless or slightly greenish crystalline powder, readily soluble in water, acids, alkalis and insoluble in organic solvents. NTF is a product of the interaction of formalin (GOST 1625-75, grade 1), technical aqueous ammonia (GOST 9-77, grade A. Grade 1) and phosphorus trichloride (TU 6-02-574-84).
Могут быть применены и другие ингибиторы осадкообразования, например, ингибитор СНПХ-5301М, производимый отечественной промышленностью. Он представляет собой продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ТУ 6-02-1215-81)с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями М-2 (ТУ 6-14-10-210-87). Other precipitation inhibitors can be used, for example, the SNPCH-5301M inhibitor manufactured by domestic industry. It is a product of the interaction of hydroxyethylidene diphosphonic acid (TU 6-02-1215-81) with aqueous ammonia and high boiling fractions M-2 (TU 6-14-10-210-87).
Однако НТФ именно для водного раствора обогащенной сильвинитовой руды является наиболее эффективным. However, NTF is the most effective for an aqueous solution of enriched sylvinite ore.
Водный раствор сильвинитовой руды применяют разной концентрации по глубине ствола скважины. An aqueous solution of sylvinite ore is used in different concentrations along the depth of the wellbore.
Для загущения водного раствора сильвинитовой руды в него добавляют полимер, например, полиакриламид. To thicken the aqueous solution of sylvinite ore, a polymer, for example, polyacrylamide, is added to it.
Кроме того, в водный раствор сильвинитовой руды добавляют поверхностно-активное вещество, например, ИВВ-1. In addition, a surfactant, for example, IVV-1, is added to the sylvinite ore aqueous solution.
А также в водный раствор сильвинитовой руды добавляют ингибитор коррозии. Also, a corrosion inhibitor is added to the sylvinite ore aqueous solution.
Сущность изобретения. SUMMARY OF THE INVENTION
При использовании обогащенной сильвинитовой руды с минимальным содержанием примесей не растворимых в воде солей и ингибитором осадкообразования создается уникальная возможность использования очень дешевого природного сырья для приготовления водных растворов минеральных солей, практически не загрязняющих призабойную зону скважины, при проведении в ней различных технологических операций. При этом практически определено, что соотношение солей именно в обогащенной сильвинитовой руде обеспечивает наиболее эффективное действие ингибиторов осадкообразования. А это в наибольшей степени обеспечивает сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта. Using enriched sylvinite ore with a minimum content of impurities of water-insoluble salts and a sedimentation inhibitor creates a unique opportunity to use very cheap natural raw materials for the preparation of aqueous solutions of mineral salts that practically do not pollute the bottomhole zone of the well during various technological operations. Moreover, it was practically determined that the ratio of salts in the enriched sylvinite ore provides the most effective action of sedimentation inhibitors. And this to the greatest extent ensures the conservation of reservoir properties of the bottomhole formation zone.
Водные растворы обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования могут быть применены, например, при первичном вскрытии продуктивного пласта. Использование насыщенных растворов сильвинита не снижает в этом случае проницаемость пород. В случае загущения этих растворов полимерами, например, полиакриламидом, обеспечивают возможность удерживания во взвеси выбуренных частиц породы, очистки забоя и транспортировки этих частиц к устью скважины. При смешивании насыщенного водного раствора сильвинитовой руды с добавками ингибитора осадкообразования и пластовой воды в соотношении 1:1 осадкообразование не происходит в течение 7 сут. Aqueous solutions of enriched sylvinite ore with a sedimentation inhibitor can be used, for example, during the initial opening of a reservoir. The use of saturated solutions of sylvinite does not reduce rock permeability in this case. In the case of thickening of these solutions with polymers, for example, polyacrylamide, it is possible to hold drilled rock particles in suspension, clean the bottom and transport these particles to the wellhead. When a saturated aqueous solution of sylvinite ore is mixed with additives of a sedimentation inhibitor and produced water in a ratio of 1: 1, sedimentation does not occur within 7 days.
Такие же свойства проявляет насыщенный водный раствор сильвинитовой руды и при применении его в качестве среды, в которой осуществляют вторичное вскрытие продуктивного пласта (перфорацию скважины). В этом случае также обеспечивают, в значительной степени, сохранность коллекторских свойств призабойной зоны скважины. A saturated aqueous solution of sylvinite ore exhibits the same properties when used as a medium in which a secondary opening of the reservoir is performed (well perforation). In this case, they also ensure, to a large extent, the safety of the reservoir properties of the bottomhole zone of the well.
В качестве жидкости глушения в коллекторах различного типа и при смешивании с пластовыми водами различного типа осадкообразования, существенно снижающего коллекторские свойства призабойной зоны пласта, не наблюдается. As a kill fluid in reservoirs of various types and when mixed with formation waters of various types of sedimentation, which significantly reduces the reservoir properties of the bottom-hole formation zone, is not observed.
Данная жидкость может быть применена как в качестве активной среды (в зоне продуктивного пласта), так и в качестве пассивной среды, т.е. жидкости, создающей необходимое гидростатическое давление. This fluid can be used both as an active medium (in the zone of the reservoir) and as a passive medium, i.e. fluid creating the necessary hydrostatic pressure.
Такие возможности определяются небольшими затратами на исходное сырье. Such opportunities are determined by the low cost of raw materials.
При нагревании воды скорость растворения образца сильвинитовой руды увеличивается примерно в 4 раза. При этом максимальная плотность водного раствора сильвинитовой руды составляет примерно 1,2 г/см3.When water is heated, the dissolution rate of the sylvinite ore sample increases by about 4 times. The maximum density of an aqueous solution of sylvinite ore is approximately 1.2 g / cm 3 .
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
В сухом виде смешивают обогащенную сильвинитовую руду с кристаллическим порошком НТФ. Затем из полученной смеси готовят водный раствор. Enriched sylvinite ore is mixed with crystalline NTF powder in dry form. Then, an aqueous solution is prepared from the resulting mixture.
По другому варианту вначале приготавливают водный раствор на основе обогащенной сильвинитовой руды. Затем в него добавляют раствор ингибитора осадкообразования. Растворы смешивают с помощью обычных технических средств. In another embodiment, an aqueous solution based on enriched sylvinite ore is first prepared. Then a precipitation inhibitor solution is added to it. The solutions are mixed using conventional technical means.
Затем водный раствор сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования помещают в ствол скважины как против зоны продуктивного пласта так и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над кровлей продуктивного пласта. Then, an aqueous solution of sylvinite ore with a sedimentation inhibitor is placed in the wellbore both against the zone of the reservoir and above the top of the reservoir with the formation of a hydraulic column above the top of the reservoir.
Величину гидравлического столба над кровлей продуктивного пласта принимают в зависимости от технологической операции, которую проводят в стволе скважины. The value of the hydraulic column above the top of the reservoir is taken depending on the technological operation, which is carried out in the wellbore.
В качестве таковых могут быть, например, перфорация скважины, ее глушение, подавление нефтеводогазопроявления и пр. Кроме того, в зависимости от вида технологических операций, в стволе скважины могут быть осуществлены дополнительные приемы, как это было описано выше. As such, there may be, for example, perforation of a well, its killing, suppression of oil and gas manifestations, etc. In addition, depending on the type of technological operations, additional techniques may be carried out in the wellbore, as described above.
Источники информации
1. Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. Серия Нефтепромысловое дело, Обзорная информация, вып. 19, М.: ВНИИОЭНГ, 1989, стр. 3.Sources of information
1. Ryabokon S.A. and others. Killing fluids for well repair and their effect on reservoir properties. Oilfield Series, Overview, no. 19, M.: VNIIOENG, 1989, p. 3.
2. Патент РФ N 2144132, кл. E 21 B 43/02, опубл. 10.01.2000. 2. RF patent N 2144132, cl. E 21 B 43/02, publ. 01/10/2000.
Claims (13)
Хлористого калия - 20 - 30
Хлористого натрия - 65 - 70
Нерастворимых примесей - 0,5 - 3
Воды - 0,3 - 0,8
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют готовую обогащенную сильвинитовую руду - сильвинит как продукт, предназначенный для применения в черной и цветной металлургии при холодной прокатке металла.2. The method according to claim 1, characterized in that the sylvinite ore is enriched to its content, wt.%:
Potassium Chloride - 20 - 30
Sodium Chloride - 65 - 70
Insoluble impurities - 0.5 - 3
Water - 0.3 - 0.8
3. The method according to claim 1, characterized in that they use ready-made enriched sylvinite ore - sylvinite as a product intended for use in ferrous and non-ferrous metallurgy during cold rolling of metal.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000128903/03A RU2169832C1 (en) | 2000-11-21 | 2000-11-21 | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000128903/03A RU2169832C1 (en) | 2000-11-21 | 2000-11-21 | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2169832C1 true RU2169832C1 (en) | 2001-06-27 |
Family
ID=20242300
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000128903/03A RU2169832C1 (en) | 2000-11-21 | 2000-11-21 | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2169832C1 (en) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2245998C1 (en) * | 2003-07-28 | 2005-02-10 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well |
| RU2250360C1 (en) * | 2003-07-17 | 2005-04-20 | Открытое акционерное общество "Сильвинит" | Well stopping method |
| RU2277629C1 (en) * | 2005-02-18 | 2006-06-10 | Сергей Григорьевич Лазарев | Well killing method |
| RU2329290C1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-07-20 | Сергей Григорьевич Лазарев | Composition for preparation of process liquids of oil and gas wells |
| RU2347797C2 (en) * | 2006-08-25 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Base for kill fluids and well completion |
| RU2350641C2 (en) * | 2007-03-14 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Сильвинит" | Well killing composition |
| RU2365612C1 (en) * | 2008-08-13 | 2009-08-27 | Алексей Александрович Бояркин | Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells |
| RU2394060C1 (en) * | 2009-01-11 | 2010-07-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Fluid for well killing on water base without solid phase |
| RU2441142C1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-27 | Владимир Янович Ишалов | Method of preparing fluid-salt solution and device to this end |
| RU2447127C2 (en) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
| RU2506298C1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Producing layer filtration property modifier |
| RU2834511C2 (en) * | 2021-12-16 | 2025-02-11 | АйСиЭл ЕВРОП КООПЕРАТИФ У.А. | Polyhalite composition and method of increasing oil recovery |
| US12371607B2 (en) | 2021-12-16 | 2025-07-29 | Icl Europe Cooperatief U.A. | Polyhalite composition and method for enhanced recovery of oil |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3850248A (en) * | 1973-11-19 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement |
| US3949811A (en) * | 1973-04-23 | 1976-04-13 | Phillips Petroleum Company | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines |
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| RU2046932C1 (en) * | 1992-04-03 | 1995-10-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method to kill wells |
| RU2054525C1 (en) * | 1992-06-08 | 1996-02-20 | Николай Александрович Петров | Method for well completion |
| RU2059057C1 (en) * | 1993-06-10 | 1996-04-27 | Николай Александрович Петров | Method for finishing boreholes |
| RU2114985C1 (en) * | 1998-02-11 | 1998-07-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи (НП ИСИПН) | Method for killing of producing well |
| RU2116327C1 (en) * | 1997-01-27 | 1998-07-27 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Fluid for killing wells |
| RU2144132C1 (en) * | 1999-07-14 | 2000-01-10 | Москвин Владимир Дмитриевич | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well |
-
2000
- 2000-11-21 RU RU2000128903/03A patent/RU2169832C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3949811A (en) * | 1973-04-23 | 1976-04-13 | Phillips Petroleum Company | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines |
| US3850248A (en) * | 1973-11-19 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Method of using a spacer fluid for spacing drilling muds and cement |
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| RU2046932C1 (en) * | 1992-04-03 | 1995-10-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method to kill wells |
| RU2054525C1 (en) * | 1992-06-08 | 1996-02-20 | Николай Александрович Петров | Method for well completion |
| RU2059057C1 (en) * | 1993-06-10 | 1996-04-27 | Николай Александрович Петров | Method for finishing boreholes |
| RU2116327C1 (en) * | 1997-01-27 | 1998-07-27 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Fluid for killing wells |
| RU2114985C1 (en) * | 1998-02-11 | 1998-07-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи (НП ИСИПН) | Method for killing of producing well |
| RU2144132C1 (en) * | 1999-07-14 | 2000-01-10 | Москвин Владимир Дмитриевич | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2245998C1 (en) * | 2003-07-28 | 2005-02-10 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well |
| RU2277629C1 (en) * | 2005-02-18 | 2006-06-10 | Сергей Григорьевич Лазарев | Well killing method |
| RU2347797C2 (en) * | 2006-08-25 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Аксис" | Base for kill fluids and well completion |
| RU2329290C1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-07-20 | Сергей Григорьевич Лазарев | Composition for preparation of process liquids of oil and gas wells |
| RU2350641C2 (en) * | 2007-03-14 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Сильвинит" | Well killing composition |
| RU2365612C1 (en) * | 2008-08-13 | 2009-08-27 | Алексей Александрович Бояркин | Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells |
| RU2394060C1 (en) * | 2009-01-11 | 2010-07-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Fluid for well killing on water base without solid phase |
| RU2441142C1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-27 | Владимир Янович Ишалов | Method of preparing fluid-salt solution and device to this end |
| RU2447127C2 (en) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
| RU2506298C1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-02-10 | Дмитрий Григорьевич Ашигян | Producing layer filtration property modifier |
| RU2834511C2 (en) * | 2021-12-16 | 2025-02-11 | АйСиЭл ЕВРОП КООПЕРАТИФ У.А. | Polyhalite composition and method of increasing oil recovery |
| US12371607B2 (en) | 2021-12-16 | 2025-07-29 | Icl Europe Cooperatief U.A. | Polyhalite composition and method for enhanced recovery of oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2169832C1 (en) | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well | |
| US2841222A (en) | Well treating process | |
| US4605068A (en) | Well treating composition and method | |
| US8841240B2 (en) | Enhancing drag reduction properties of slick water systems | |
| RU2361897C2 (en) | Methods and compositions for treatment of underground sections | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| US3191676A (en) | Use of phosphates in a waterflooding process | |
| US6976538B2 (en) | Methods and high density viscous salt water fluids for treating subterranean zones | |
| US4031959A (en) | Method of maintaining the permeability of hydrocarbon reservoir rock | |
| RU2186819C1 (en) | Clayless drilling mud basically designed for boring horizontal holes (versions) | |
| US2165824A (en) | Method of drilling wells | |
| CA2624791C (en) | A process for consolidating a formation | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| US20190276728A1 (en) | Compositions and methods for filter cake removal | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| US5346009A (en) | Precipitation of scale inhibitors | |
| RU2601635C1 (en) | Polymer-based drilling mud for well construction | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2245998C1 (en) | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well | |
| US4941982A (en) | Calcium-free clear high density fluids | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| US5368101A (en) | Method for reducing retention of a displacement agent and application to assisted recovery of hydrocarbons | |
| WO1994009253A1 (en) | Composition for use in well drilling and maintenance | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| US20190100687A1 (en) | Methods and compositions for filter cake removal |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20051122 |