RU2283337C1 - Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин - Google Patents
Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283337C1 RU2283337C1 RU2005135996/03A RU2005135996A RU2283337C1 RU 2283337 C1 RU2283337 C1 RU 2283337C1 RU 2005135996/03 A RU2005135996/03 A RU 2005135996/03A RU 2005135996 A RU2005135996 A RU 2005135996A RU 2283337 C1 RU2283337 C1 RU 2283337C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well killing
- polyacrylamide
- product
- wood flour
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 230000005865 ionizing radiation Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 19
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 231100000987 absorbed dose Toxicity 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Inorganic materials [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000011928 denatured alcohol Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Substances OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Chemical And Physical Treatments For Wood And The Like (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в глушении скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов, в том числе в условиях высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном пласте, сверхпоглощений скважинной жидкости, высокого газового фактора. Технический результата - снижение фильтрации жидкости глушения в пласт в реальных условиях. Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин, включающая продукт обработки полиакриламида ПАА излучением и воду, содержит в качестве указанного продукта продукт твердофазной обработки порошкообразного безводного частично гидролизованного ПАА с размером частиц 0,1-5,0 мм ионизирующим излучением с дозой 2,7-10 Мрад и дополнительно - по крайней мере, один из низших одно-, двух-, трехатомных спиртов и дисперсный мел или древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный продукт 1,0-3,0, указанный, по крайней мере, один спирт 10,0-60,0, дисперсный мел или древесная мука 0,5-10,0, вода остальное. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в глушении скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов, в том числе в условиях высокой проницаемости пласта в эксплуатируемом продуктивном пласте, сверхпоглощений скважинной жидкости, высокого газового фактора.
Известна жидкость, используемая при глушении нефтяных и газовых скважин, включающая радиализованный γ-облучением полиакриламид ПАА, который получают из водного раствора ПАА, содержащего 0,4-0,8 мас.% основного вещества, путем его облучения с дозой 0,5-2,5 Мрад, после которой раствор ПАА приобретает нетекучую гелеобразную структуру, способную набухать в воде, не растворяясь в ней [1].
Известна также жидкость глушения скважин, содержащая, мас.%: полигликоли 40-45, денатурированный спирт 30-35, вода - остальное [2].
Наиболее близким аналогом для заявленной жидкости является жидкость глушения нефтяных и газовых скважин, содержащая, мас.%: соль - азотнокислый кальций - 30-50, радиализованный γ-облучением с дозой 0,5-2,5 Мрад ПАА - 0,5-0,8, вода - остальное, при этом указанный ПАА является продуктом, полученным путем облучения указанной дозой водного раствора ПАА, содержащего 6-10 мас.% основного вещества [3].
Недостатком этих известных жидкостей является высокая фильтруемость в пласт.
Задачей изобретения является снижение фильтрации жидкости глушения в пласт в реальных условиях.
Поставленная задача решается тем, что жидкость глушения нефтяных и газовых скважин, включающая продукт обработки полиакриламида ПАА излучением и воду, содержит в качестве указанного продукта продукт твердофазной обработки порошкообразного безводного частично гидролизованного ПАА с размером частиц 0,1-5,0 мм ионизирующим излучением с дозой 2,7-10 Мрад и дополнительно - по крайней мере, один из низших одно-, двух-, трехатомных спиртов и дисперсный мел или древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| указанный продукт | 1,0-3,0 |
| указанный, по крайней мере, один спирт | 10,0-60,0 |
| дисперсный мел или древесная мука | 0,5-10,0 |
| вода | остальное. |
Гели ПАА, получаемые с использованием предлагаемой рецептуры, обладают многократно более высокой прочностью за счет более высокой концентрации ПАА (почти в 10 раз) и более высокой поглощенной дозы ионизирующего излучения (почти в 5-10 раз) в процессе радиационной обработки, чем в прототипе. Еще одним дополнительным параметром, обеспечивающим прочность гелей, является использование частично гидролизованного 10-30% анионного ПАА. Гидролизованный ПАА имеет в составе макромолекулы звенья, которые вследствие диссоциации приобретают отрицательный заряд. Взаимное отталкивание зарядов приводит к дополнительному набуханию гелей без ухудшения их прочностных свойств из-за наличия противоионов в растворе. В то же время гели, входящие в состав жидкости глушения, являются дисперсными с размером частиц 2-10 мм. Дисперсность гелей обеспечивает сочетание высокой прочности при сохранении низкой эффективной (кажущейся) вязкости. В прототипе эти гели сплошные, вследствие чего система приобретает отличное от нуля статическое напряжение сдвига.
Выбранные пределы доз ионизирующего излучения оптимальны. При обработке ПАА дозой 2,7 Мрад (27 КГр) прочность гелей недостаточна для предотвращения их разрушения при фильтрации в пласт. При дозе свыше 10 Мрад (100 КГр) гели становятся настолько жесткими, что на границе с пластом образуют высокопроницаемый осадок геля, через который происходит фильтрация жидкости глушения даже лучше, чем через породы пласта.
Для жидкости глушения с высокой концентрацией полимера целесообразно часть геля подвергнуть дополнительной механической обработке с целью дезинтеграции, при содержании полимера 1,2-3,0 мас.% 20-80 мас.% ее подвергают дополнительной механической обработке в течение 5-20 минут.
При этом улучшение фильтрационных свойств достигается за счет расширения фракционного состава дисперсной гелевой фазы. Более мелкие гелевые частицы заполняют поровое пространство среди более крупных гелевых частиц, снижая тем самым фильтрацию жидкости в пласт. Аналогичный эффект может быть достигнут путем добавки инертного дисперсного наполнителя - дисперсного мела, например, типа МТД-2 или древесной муки. Дисперсный наполнитель располагается в пространстве между частицами геля и поэтому не оседает внутри гелевой фазы. Использование мела предпочтительнее, так как при вводе скважины в эксплуатацию он может быть растворен в ходе кислотной обработки. Отличием заявленной жидкости является седиментационная неустойчивость дисперсной гелевой системы при низких концентрациях гелевой фазы. Однако это не является препятствием к ее использованию по указанному назначению. Осевший гель является равновесной системой. В осевшем состоянии он занимает от 20 до 90% объема системы и имеет реологические параметры, соответствующие концентрации геля до 3%, что не является препятствием для проведения ремонтных работ. Слой жидкости над гелем обеспечивает создание необходимого статического давления на пласт. При создании циркуляции жидкости в скважине гель снова переходит во взвешенное состояние.
В качестве водных растворов целесообразно использовать растворы на основе низших одно-, двух- и трехатомных спиртов, например, метанола, диэтиленгликоля или глицерина или их смесей. Это обеспечивает сохранение качества гелевых частиц при пластовых условиях.
Пример 1.
К 10 г (1%) порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 25% и со смесью фракций с размером частиц 0,1-5,0 мм, обработанного ионизирующим излучением дозой 5 Мрад (50 кГр), добавляют 5 г (0,5%) дисперсного мела МТД-2, 700 г (70%) воды и 285 г (28,5%) диэтиленгликоля, перемешивают 30 минут до полного набухания полимера. Полученная жидкость глушения имеет вязкость 64 мПа·с, фильтруемость 7,5 мл.
Пример 2.
К 30 г (3%) порошкообразного ПАА со степенью гидролиза 25% и с размером частиц 0,1-5,0 мм, обработанного ионизирующим излучением дозой 10 Мрад (100 кГр), добавляют Юг (1%) дисперсного мела, 650 г (65%) воды и 310 г (31%) этанола, перемешивают в течение 30 минут до полного набухания полимера. Результаты испытаний приведены в таблице.
Источники информации
1. Патент РФ №2111345, Е 21 В 43/12, опубл. 20.05.1998
2. Патент РФ №2187532, Е 21 В 43/12, опубл. 20.08.2002
3. Патент РФ №1743249, Е 21 В 33/138, опубл. 27.01.1995
| Таблица | |||||||
| Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин | |||||||
| п/п | продукт твердофазной обработки безводного частично* гидролизованного ПАА ионизирующим излучением | вода (мас.%) | низший спирт (мас %) | Наполнитель/(мас %) | Вязкость эффективная мПа·с | Фильтрация, мл | |
| ПАА, мас %.(размер частиц мм) | Доза Мрад | ||||||
| 1 | 1,0 (1,0) | 3,0 | 85,5 | 10-ДЭГ-диэтиленгли-коль | Мел/0,5 | 50 | 9,2 |
| 2 | 1,0 (1,0) | 5,0 | 69,0 | 20-ДЭГ | Мел/5.0 | 56 | 5,8 |
| 3 | 2,0 (5) | 5,0 | 60 | 30-ЭГ-этилен-гликоль | Мука древ./3.0 | 64 | 2,1 |
| 4 | 1,5 (2,5) | 5,0 | 63,5 | 30-метанол | Мел/1 | 70 | 8,8 |
| 5 | 1,3 (3) | 10,0 | 78,7 | 10-глицерин | Мука древ. 0,5 | 67 | 9,5 |
| 6 | 3,0 (3) | 5,0 | 31 | 60-этанол | Мел/1 | 81 | 7,1 |
| *Степень гидролиза ПАА в примерах: | |||||||
| 1 - 10% | |||||||
| 2 - 25% | |||||||
| 3 - 18% | |||||||
| 4 - 23% | |||||||
| 5 - 23% | |||||||
| 6 - 30% | |||||||
Claims (1)
- Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин, включающая продукт обработки полиакриламида ПАА излучением и воду, отличающаяся тем, что она содержит в качестве указанного продукта продукт твердофазной обработки порошкообразного безводного частично гидролизованного ПАА с размером частиц 0,1-5,0 мм ионизирующим излучением с дозой 2,7-10 Мрад и дополнительно по крайней мере один из низших одно-, двух-, трехатомных спиртов и дисперсный мел или древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанный продукт 1,0-3,0 Указанный, по крайней мере, один спирт 10,0-60,0 Дисперсный мел или древесная мука 0,5-10,0 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005135996/03A RU2283337C1 (ru) | 2005-11-21 | 2005-11-21 | Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005135996/03A RU2283337C1 (ru) | 2005-11-21 | 2005-11-21 | Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2283337C1 true RU2283337C1 (ru) | 2006-09-10 |
Family
ID=37112897
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005135996/03A RU2283337C1 (ru) | 2005-11-21 | 2005-11-21 | Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2283337C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2353756C2 (ru) * | 2007-04-18 | 2009-04-27 | Александр Васильевич Кустышев | Способ консервации газовых и газоконденсатных скважин с высокой проницаемостью продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1694869A1 (ru) * | 1989-06-22 | 1991-11-30 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Способ разработки нефт ной залежи заводнением |
| RU2058989C1 (ru) * | 1992-11-25 | 1996-04-27 | Научно-производственный центр "Нефтегазтехнология" | Жидкость для глушения скважин |
| US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2187532C1 (ru) * | 2001-04-05 | 2002-08-20 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Жидкость для глушения скважин |
-
2005
- 2005-11-21 RU RU2005135996/03A patent/RU2283337C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1694869A1 (ru) * | 1989-06-22 | 1991-11-30 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Способ разработки нефт ной залежи заводнением |
| RU2058989C1 (ru) * | 1992-11-25 | 1996-04-27 | Научно-производственный центр "Нефтегазтехнология" | Жидкость для глушения скважин |
| US5783526A (en) * | 1997-03-06 | 1998-07-21 | Texas United Chemical Company, Llc. | Process to enhance removal of adhering solids from the surface of wellbores and sand control devices therein |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2187532C1 (ru) * | 2001-04-05 | 2002-08-20 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Жидкость для глушения скважин |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2353756C2 (ru) * | 2007-04-18 | 2009-04-27 | Александр Васильевич Кустышев | Способ консервации газовых и газоконденсатных скважин с высокой проницаемостью продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2337750C2 (ru) | Агент, поглощающий водную жидкость, и способ его получения | |
| Barati et al. | Shale hydration inhibition characteristics and mechanism of a new amine-based additive in water-based drilling fluids | |
| AU638106B2 (en) | Method of enhancing methane production from coal seams by dewatering | |
| US11066914B2 (en) | Foam from low cost petroleum sulfonate surfactants for fracturing along with wettability alteration | |
| RU2004120281A (ru) | Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения | |
| CN105504158A (zh) | 在地层条件下可再交联的智能凝胶颗粒及其制备方法与应用 | |
| JP2015187255A (ja) | セルロース多孔質粒子の製造方法及びセルロース多孔質粒子 | |
| US7749943B2 (en) | Method and drilling fluid systems and lost circulation pills adapted to maintain the particle size distribution of component latex particles before and after freezing of the latex particles in the presence of water | |
| RU2283337C1 (ru) | Жидкость глушения нефтяных и газовых скважин | |
| EP1607405B1 (en) | Photocrosslinked polysaccharide composition and process for producing the same | |
| RU2534286C1 (ru) | Буровой раствор для заканчивания, освоения и капитального ремонта скважин в терригенных коллекторах | |
| Lei et al. | Calcium phytate cross-linked polysaccharide hydrogels for selective removal of U (VI) from tailings wastewater | |
| RU2464415C2 (ru) | Способ заводнения нефтяного пласта | |
| US10087363B2 (en) | Using borated galactomannan to enhance swelling of superabsorbents for fracturing applications | |
| CN1869149A (zh) | 高密度压裂液 | |
| RU2285786C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2567580C1 (ru) | Катионноингибирующий буровой раствор | |
| RU2285714C1 (ru) | Блокирующая система для временного блокирования скважин | |
| RU2719174C1 (ru) | Состав для ликвидации нефтеразливов | |
| RU2381252C1 (ru) | Жидкий гелеобразующий агент для полисахаридной жидкости разрыва, способ его получения и его применение | |
| CN115651630A (zh) | 一种二氧化碳泡沫压裂液及其制备方法和应用 | |
| JP2006321890A (ja) | 化学物質の精製方法 | |
| JP6362353B2 (ja) | 吸水性高分子の製造方法、吸水性高分子および吸収性物品 | |
| RU2499019C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
| RU2139315C1 (ru) | Псевдопластичный буровой раствор |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20070905 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161122 |