RU2214500C2 - Method of control of gas crossflows (versions) - Google Patents
Method of control of gas crossflows (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2214500C2 RU2214500C2 RU2001134472/03A RU2001134472A RU2214500C2 RU 2214500 C2 RU2214500 C2 RU 2214500C2 RU 2001134472/03 A RU2001134472/03 A RU 2001134472/03A RU 2001134472 A RU2001134472 A RU 2001134472A RU 2214500 C2 RU2214500 C2 RU 2214500C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- temperature
- ammonium chloride
- wells
- gas
- chloride
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, преимущественно для ликвидации межколонных перетоков газа в скважинах на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа. The invention relates to the gas industry, mainly for the elimination of annular gas flows in wells in gas fields and underground gas storages.
Известен способ селективной закупорки пор пласта растворами антрацена, нафталина и парафина. Перед закачкой этих растворов в пласт его предварительно нагревают горячей нефтью или растворителем, а затем нагнетают указанные растворы в пласт и при перемешивании их с минерализованной водой в порах пласта образуются нерастворимые осадки, которыми они закупориваются, частичная же закупорка пор происходит и за счет снижения температуры раствора до пластовой. Температура горных пород на глубине разработки газовых месторождений 2200-2500 м достигает 60oC (Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. - М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. 1972, с.6 и 7).A known method of selective plugging of pores of the formation with solutions of anthracene, naphthalene and paraffin. Before these solutions are injected into the formation, it is preheated with hot oil or a solvent, and then these solutions are injected into the formation and, when mixed with mineralized water, insoluble sediments are formed in the pores of the formation with which they become clogged, and partial blockage of pores occurs due to a decrease in solution temperature to reservoir. The temperature of the rocks at a depth of gas field development of 2200-2500 m reaches 60 o C (Methods of isolation of layers during drilling and well operation. - M.: VNIIOENG. Overview. 1972, p.6 and 7).
Недостатком аналога является незначительная глубина проникновения закупоривающих составов в поровое пространство пластов, заполненных минерализованной водой, что снижает эффективность способа. The disadvantage of the analogue is the insignificant depth of penetration of the clogging compositions into the pore space of the formations filled with mineralized water, which reduces the efficiency of the method.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ закачивания в газопроводящие каналы закупоривающих составов. Перед закачиванием закупоривающего состава скважину нагревают до температуры на 15-30oС выше температуры горных пород, а после закачивания закупоривающего состава скважину охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют разогретый до температуры подогретой скважины насыщенный водный раствор хлорида аммония, растворимость которого снижается при уменьшении температуры (Патент Российской Федерации 2017935, 5 Е 21 В 33/138, 15.08.94, БИ 15).Closest to the proposed method is a method of pumping gas conduits into conduits. Before pumping the plugging composition, the well is heated to a temperature of 15-30 o C above the temperature of the rocks, and after pumping the plugging composition, the well is cooled to the initial temperature, while a saturated aqueous solution of ammonium chloride heated to the temperature of the heated well is used, which solubility decreases with decreasing temperature (Patent of the Russian Federation 2017935, 5 Е 21 В 33/138, 08/15/94, BI 15).
Недостатком прототипа является недостаточная прочность выпадаемого осадка, что снижает эффективность применения предложенных составов в скважинах с повышенными пластовыми давлениями. The disadvantage of the prototype is the insufficient strength of the deposited sediment, which reduces the effectiveness of the proposed compositions in wells with high reservoir pressures.
Поставленная задача достигается тем, что в способе ликвидации перетоков газа в скважинах закачивается закупоривающий состав в затрубное пространство скважин, прогретых на 15-30oС выше температуры горных пород, после чего скважины охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры подогретых скважин насыщенный водный раствор хлорида аммония, в который дополнительно вводят хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид натрия - 26,0-26,2
Хлорид аммония - 15,7-16,0
Вода - остальное
Поставленная задача достигается тем, что в способе ликвидации перетоков газа в скважинах закачивается закупоривающий состав в затрубное пространство скважин, прогретых на 15-30oC выше температуры горных пород, после чего скважины охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры подогретых скважин насыщенный раствор хлорида аммония, в который дополнительно вводят хлорид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид калия - 11,7-12,0
Хлорид аммония - 28,5-29,2
Вода - остальное
Таким образом, совокупность признаков, указанных в формуле изобретения, позволяет достичь желаемый технический результат, а именно повысить герметичность затрубного пространства. Добавление в насыщенный водный раствор хлорида аммония хлорида натрия или хлорида калия повышает растворимость совместной системы при температуре затворения. Количество высаждаемого осадка при температуре затворения в исследуемых системах выше, чем в составе-прототипе. В составе водных растворов при температуре затворения 60oС (температура горных пород) снижение проницаемости в сравнении с прототипом наблюдается:
раствор хлорида аммония и хлорида калия на 29%;
раствор хлорида аммония и хлорида натрия на 26%.This object is achieved by the fact that in the method of eliminating gas flows in the wells, the plugging composition is pumped into the annulus of the wells heated 15-30 ° C higher than the rock temperature, after which the wells are cooled to the initial temperature, while using up to the temperature of the heated wells, a saturated aqueous solution of ammonium chloride, in which sodium chloride is additionally introduced in the following ratio of components, wt.%:
Sodium Chloride - 26.0-26.2
Ammonium Chloride - 15.7-16.0
Water - the rest
The problem is achieved by the fact that in the method of eliminating gas flows in the wells, the plugging composition is pumped into the annulus of the wells heated 15-30 ° C higher than the rock temperature, after which the wells are cooled to the initial temperature, while using up to the temperature of the heated wells, a saturated solution of ammonium chloride, in which potassium chloride is additionally introduced in the following ratio of components, wt.%:
Potassium Chloride - 11.7-12.0
Ammonium Chloride - 28.5-29.2
Water - the rest
Thus, the combination of features indicated in the claims allows to achieve the desired technical result, namely to increase the tightness of the annulus. The addition of sodium chloride or potassium chloride to a saturated aqueous solution of ammonium chloride increases the solubility of the joint system at the mixing temperature. The amount of precipitate deposited at a mixing temperature in the studied systems is higher than in the prototype composition. In the composition of aqueous solutions at a mixing temperature of 60 o C (rock temperature), a decrease in permeability in comparison with the prototype is observed:
a solution of ammonium chloride and potassium chloride by 29%;
a solution of ammonium chloride and sodium chloride by 26%.
Пример 1. Осуществление способа ликвидации перетоков газа лабораторных условиях. Example 1. The implementation of the method of eliminating gas flows in laboratory conditions.
Исследования проводят на стандартной установке для определения газопроницаемости образцов под давлением. В состав установки входит аппарат для определения газопроницаемости кернов под давлением в единицах проницаемости - дарси (1Д≈1 мкм2), винтовой зажим с кернодержателем и реометр для измерения расхода газа через образец, ртутный манометр для измерения давления на входе газа в образец, хлоркальциевая трубка, служащая для просушки газа, протекающего через образец, редукционные регуляторы давления, регулирующие расход газа, источник газа - баллон со сжатым азотом или воздухом. Перед проведением экспериментов из экстрагированного керна на сверлильном станке с помощью колонкового бура или вручную изготовляют образцы цилиндрической формы (длина 4 см, диаметр 2 см). После подготовки образцов их оставляют на несколько суток в лаборатории при температуре окружающей среды 20±2oС. Подготовленный образец породы вставляют в коническую резиновую пробку и вместе с ней помещают в стакан кернодержателя, который зажимают винтовым зажимом между нижней и верхней крышками кернодержателя. Через штуцер в верхней крышке кернодержателя к образцу подают осушенный в хлоркальциевой трубке газ. Для этого открывают вентиль на баллоне и при помощи редуктора регулируют плавную подачу газа к образцу. Расход газа, проходящего через образец, измеряют при помощи реометра, присоединенного к штуцеру нижней крышки кернодержателя. Продолжительность испытания составляет 2-5 мин после установления режима течения газа. В процессе испытания породы на проницаемость измеряют давление p1-р2 (мм рт.ст.) по разности уровня жидкости в ртутном манометре; расход газа Q (см3) через образец - по величине разностей уровней воды в реометре Δhp и по специальной градуированной кривой Q = f(Δhp) за время t, с, через площадь сечения образца F (см2); температуру газа и по ней в соответствующих таблицах справочников находят его вязкость η (сантипуазы) для данной температуры; атмосферное давление рб по барометру (мм рт.ст.), которое пересчитывают в физические атмосферы. Произведя все перечисленные измерения при трех различных перепадах давления 100, 150, 200 (мм рт. ст.), вычисляют значения коэффициента проницаемости Кп мД (10-3 мкм2) по формуле
Kn = Qηl•1000[Ft(p1-p2)].
Затем в мерной емкости заготовливают насыщенные растворы хлористого аммония и калия при температуре воды затворения 60oС при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид калия - 11,9
Хлорид аммония - 28,9
Вода - остальное
Далее для определения газоизолирующих свойств насыщенный изолирующий состав прокачивают через предварительно прогретый до температуры затворения на 15-30oC выше температуры горных пород, т.е. до 75-90oC, экстрагированный модельный керн и выдерживают в кернодержателе до установления первоначальной температуры (60oC). После чего повторно определяют газопроницаемость керна. О газоизолирующих свойствах состава судят по изменению газопроницаемости керна до и после обработки составом. Дополнительно были проведены лабораторные исследования для состава насыщенного водного раствора хлорида аммония и хлорида калия по нижнему и верхнему пределам растворимости, а так же при значениях, равных ниже нижнего и выше верхнего предела растворимости в рабочих интервалах температур аналогично описываемых методов. Данные по исследуемой системе сведены в таблицу 1.Studies are carried out on a standard installation for determining the gas permeability of samples under pressure. The installation includes an apparatus for determining the gas permeability of cores under pressure in permeability units - Darcy (1D≈1 μm 2 ), a screw clamp with a core holder and a rheometer for measuring gas flow through the sample, a mercury manometer for measuring the pressure at the gas inlet to the sample, calcium chloride tube , used to dry the gas flowing through the sample, pressure reducing regulators regulating the gas flow, the gas source is a cylinder with compressed nitrogen or air. Before conducting experiments, samples of a cylindrical shape (length 4 cm, diameter 2 cm) are made from the extracted core on a drilling machine using a core drill or manually. After preparing the samples, they are left for several days in the laboratory at an ambient temperature of 20 ± 2 o C. The prepared rock sample is inserted into a conical rubber stopper and together with it is placed in a core holder glass, which is clamped with a screw clamp between the lower and upper core holder covers. A gas dried in a calcium chloride tube is supplied to the sample through a fitting in the top cover of the core holder. To do this, open the valve on the cylinder and use a gearbox to regulate the smooth flow of gas to the sample. The flow rate of gas passing through the sample is measured using a rheometer attached to the fitting of the bottom cover of the core holder. The test duration is 2-5 minutes after the establishment of the gas flow regime. During rock permeability testing, pressure p 1 -p 2 (mmHg) is measured by the difference in liquid level in a mercury manometer; gas flow rate Q (cm 3 ) through the sample - according to the magnitude of the differences in water levels in the rheometer Δh p and according to a special graded curve Q = f (Δh p ) over time t, s, through the cross-sectional area of the sample F (cm 2 ); the gas temperature and from it in the corresponding tables of the directories find its viscosity η (centipoise) for a given temperature; atmospheric pressure r b according to the barometer (mm Hg), which is converted to physical atmospheres. Having made all the above measurements at three different pressure drops of 100, 150, 200 (mmHg), the values of the permeability coefficient K p mD (10 -3 μm 2 ) are calculated by the formula
K n = Qηl • 1000 [Ft (p 1 -p 2 )].
Then, saturated solutions of ammonium chloride and potassium chloride are prepared in a measuring container at a temperature of mixing water of 60 o With the following ratio of components, wt.%:
Potassium Chloride - 11.9
Ammonium Chloride - 28.9
Water - the rest
Then, to determine the gas-insulating properties, a saturated insulating composition is pumped through it preheated to a temperature of mixing 15-30 o C higher than the temperature of the rocks, i.e. to 75-90 o C, the extracted model core and incubated in the core holder until the initial temperature (60 o C). Then re-determine the gas permeability of the core. The gas-insulating properties of the composition are judged by the change in the gas permeability of the core before and after treatment with the composition. In addition, laboratory studies were carried out for the composition of a saturated aqueous solution of ammonium chloride and potassium chloride at the lower and upper solubility limits, as well as at values equal to below the lower and higher upper solubility limits in the working temperature ranges similar to the methods described. The data on the studied system are summarized in table 1.
Аналогичные исследования были проведены для водных растворов хлорида аммония и хлорида калия. Результаты исследований представлены в таблице 2. Similar studies were conducted for aqueous solutions of ammonium chloride and potassium chloride. The research results are presented in table 2.
Из представленных таблиц 1 и 2 видно, что составы превосходят состав-прототип по закупорке газопроводящих каналов. Раствор хлорида аммония и хлорида калия превосходит по снижению проницаемости состав-прототип на 29%, а раствор хлорида аммония и хлорида натрия - на 26%. Увеличение количества осадка наблюдается в результате комплексного взаимодействия солей в системе, совместная растворимость которых выше в сравнении с прототипом. From the presented tables 1 and 2 it can be seen that the compositions are superior to the composition of the prototype for blockage of gas channels. The solution of ammonium chloride and potassium chloride is superior in reducing permeability to the prototype composition by 29%, and the solution of ammonium chloride and sodium chloride by 26%. An increase in the amount of precipitate is observed as a result of the complex interaction of salts in the system, the joint solubility of which is higher in comparison with the prototype.
Claims (1)
Хлорид натрия - 26,0-26,2
Хлорид аммония - 15,7-15,9
Вода - Остальное
2. Способ ликвидации перетоков газа в скважинах путем закачивания закупоривающего состава в затрубное пространство скважин, прогретых на 15-30oС выше температуры горных пород, после чего скважины охлаждают до первоначальной температуры, при этом в качестве закупоривающего состава используют нагретый до температуры подогретых скважин насыщенный водный раствор хлорида аммония, отличающийся тем, что в указанный раствор хлорида аммония дополнительно вводят хлорид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид калия - 11,7-12,0
Хлорид аммония - 28,5-29,2
Вода - Остальноей1. A method of eliminating gas flows in wells by pumping a plugging composition into the annulus of wells heated by 15-30 ° C above the temperature of the rocks, after which the wells are cooled to the initial temperature, and saturated saturated to the temperature of the heated wells is used as the plugging composition an aqueous solution of ammonium chloride, characterized in that sodium chloride is additionally introduced into said solution of ammonium chloride in the following ratio of components, wt.%:
Sodium Chloride - 26.0-26.2
Ammonium Chloride - 15.7-15.9
Water - Else
2. A method of eliminating gas flows in wells by pumping a plugging composition into the annulus of wells heated by 15-30 ° C above the temperature of the rocks, after which the wells are cooled to the initial temperature, while saturated saturated to the temperature of the heated wells is used as the plugging composition an aqueous solution of ammonium chloride, characterized in that potassium chloride is additionally introduced into said solution of ammonium chloride in the following ratio of components, wt.%:
Potassium Chloride - 11.7-12.0
Ammonium Chloride - 28.5-29.2
Water - The rest
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001134472/03A RU2214500C2 (en) | 2001-12-17 | 2001-12-17 | Method of control of gas crossflows (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001134472/03A RU2214500C2 (en) | 2001-12-17 | 2001-12-17 | Method of control of gas crossflows (versions) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001134472A RU2001134472A (en) | 2003-09-20 |
| RU2214500C2 true RU2214500C2 (en) | 2003-10-20 |
Family
ID=31988596
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001134472/03A RU2214500C2 (en) | 2001-12-17 | 2001-12-17 | Method of control of gas crossflows (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2214500C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2261981C1 (en) * | 2004-07-16 | 2005-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well |
| RU2272890C1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-03-27 | ООО "Ямбурггаздобыча" | Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3548944A (en) * | 1969-04-23 | 1970-12-22 | Chevron Res | Method for sealing earth formations |
| US3614985A (en) * | 1970-03-30 | 1971-10-26 | Shell Oil Co | Plugging a subterranean formation by homogeneous solution precipitation |
| SU1232783A1 (en) * | 1983-12-29 | 1986-05-23 | Восточно-Сибирский Научно-Исследовательский Институт Геологии,Геофизики И Минерального Сырья | Plugging composition |
| RU2017935C1 (en) * | 1990-06-18 | 1994-08-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method for elimination of gas cross-flows between strings |
| RU93006703A (en) * | 1993-02-09 | 1996-03-10 | А.И. Есипенко | COMPOSITION FOR ISOLATION OF ABSORPTION ZONES AND METHOD FOR ITS OBTAINING |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071547C1 (en) * | 1993-02-09 | 1997-01-10 | Алла Илларионовна Есипенко | Compound for isolation of absorption zones and method of its production |
-
2001
- 2001-12-17 RU RU2001134472/03A patent/RU2214500C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3548944A (en) * | 1969-04-23 | 1970-12-22 | Chevron Res | Method for sealing earth formations |
| US3614985A (en) * | 1970-03-30 | 1971-10-26 | Shell Oil Co | Plugging a subterranean formation by homogeneous solution precipitation |
| SU1232783A1 (en) * | 1983-12-29 | 1986-05-23 | Восточно-Сибирский Научно-Исследовательский Институт Геологии,Геофизики И Минерального Сырья | Plugging composition |
| RU2017935C1 (en) * | 1990-06-18 | 1994-08-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method for elimination of gas cross-flows between strings |
| RU93006703A (en) * | 1993-02-09 | 1996-03-10 | А.И. Есипенко | COMPOSITION FOR ISOLATION OF ABSORPTION ZONES AND METHOD FOR ITS OBTAINING |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2261981C1 (en) * | 2004-07-16 | 2005-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well |
| RU2272890C1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-03-27 | ООО "Ямбурггаздобыча" | Method for air-tightness recovery in casing annulus of well drilled in gas pool or in deposit containing gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6235809B1 (en) | Multi-functional additive for use in well cementing | |
| US8387699B2 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
| CN104914028B (en) | False three axle high pressure infiltration experiment instrument | |
| CN106837269A (en) | Low, the extra-low permeability oil reservoirs CO of one kind2Drive nearly miscible pressure area determination method | |
| CN114479788B (en) | Water-based drilling fluid composition suitable for high-temperature easily collapsed stratum, water-based drilling fluid, preparation method and application thereof | |
| CN108828190A (en) | A kind of results of fracture simulation method of Fractured tight sand oil-gas reservoir | |
| RU2017935C1 (en) | Method for elimination of gas cross-flows between strings | |
| RU2214500C2 (en) | Method of control of gas crossflows (versions) | |
| AU2012301442B2 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| JPS6189285A (en) | Increased hydrocarbon extraction by improving permeability using phenolic gel | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| RU2149981C1 (en) | Grouting mortar | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
| RU2223396C1 (en) | Method increasing output of oil field | |
| RU2255204C1 (en) | Lightened cementing solution, cementing solution for productive zone of well and method for cementing wells | |
| RU2071548C1 (en) | Method for isolation of water inflow in well | |
| CN105238375B (en) | A kind of high intensity self-expanding sealing agent | |
| CN111315706A (en) | High-density fine cement for cement squeezing and well cementation | |
| RU2303048C1 (en) | Light-weight grouting mortar | |
| RU2769942C1 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productivity of the gas well formation | |
| RU2769942C9 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation | |
| RU2627786C1 (en) | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application | |
| CN109294533B (en) | Ionic liquid-based drilling fluid and preparation method | |
| SU1559109A1 (en) | Method of isolating a formation | |
| RU2703598C1 (en) | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031218 |