RU2482152C1 - Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions - Google Patents
Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2482152C1 RU2482152C1 RU2011147975/03A RU2011147975A RU2482152C1 RU 2482152 C1 RU2482152 C1 RU 2482152C1 RU 2011147975/03 A RU2011147975/03 A RU 2011147975/03A RU 2011147975 A RU2011147975 A RU 2011147975A RU 2482152 C1 RU2482152 C1 RU 2482152C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sodium chloride
- absorption
- density
- fluid
- oil
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 57
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 12
- 230000000254 damaging effect Effects 0.000 title description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 87
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 24
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 19
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 19
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 43
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 7
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 7
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 7
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 17
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 52
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 18
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 17
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 7
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 6
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 6
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 5
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 5
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 5
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 4
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 4
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 4
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 4
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 4
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 4
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 4
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 4
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 4
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 3
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 3
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 2-[dimethyl-[3-[[(z)-octadec-9-enoyl]amino]propyl]azaniumyl]acetate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 0.000 description 2
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 2
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 2
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 2
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 210000000540 fraction c Anatomy 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 2
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 2
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 2
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000005185 salting out Methods 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- JKVBWACRUUUEAR-UHFFFAOYSA-N (4-chlorophenyl)sulfanyl-(2,4,5-trichlorophenyl)diazene Chemical compound C1=CC(Cl)=CC=C1SN=NC1=CC(Cl)=C(Cl)C=C1Cl JKVBWACRUUUEAR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004254 Ammonium phosphate Substances 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000001856 Ethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N Ethyl cellulose Chemical compound CCOCC1OC(OC)C(OCC)C(OCC)C1OC1C(O)C(O)C(OC)C(CO)O1 ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000002723 alicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003113 alkalizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910000148 ammonium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019289 ammonium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol monoethyl ether Chemical compound CCOCCOCCO XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 229920001249 ethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000019325 ethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000002523 gelfiltration Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K magnesium;potassium;trichloride;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-].[Cl-].[K+] PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical class [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- KQSJSRIUULBTSE-UHFFFAOYSA-M sodium;3-(3-ethylcyclopentyl)propanoate Chemical compound [Na+].CCC1CCC(CCC([O-])=O)C1 KQSJSRIUULBTSE-UHFFFAOYSA-M 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
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003754 zirconium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости с контролируемым поглощением в термобарических условиях нефтяного, нефтегазового или газового пласта, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the creation of a downhole technological fluid with controlled absorption in thermobaric conditions of an oil, oil and gas or gas reservoir, which can be used for drilling, killing or flushing wells.
Жидкости для снижения поглощения должны соответствовать определенным требованиям, касающимся их оптимальных фильтрационных и вязкостных характеристик в поверхностных и термобарических условиях пласта, возможности закачки в скважину и размещения на заданном интервале, сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта, доступности составных компонентов. Их компонентный состав должен обеспечивать возможность регулирования структурно-механических, реологических и некоторых других свойств.Fluids to reduce absorption must meet certain requirements regarding their optimal filtration and viscosity characteristics in the surface and thermobaric conditions of the formation, the possibility of injection into the well and placement at a predetermined interval, preservation of the reservoir properties of the bottomhole formation zone, and the availability of composite components. Their component composition should provide the ability to regulate structural-mechanical, rheological and some other properties.
Основным способом снижения поглощения при ремонте скважин является применение блокирующих жидкостей [В.Н.Гусаков, С.Е.Здольник, А.Г.Телин, И.М.Згоба. Проблемы глушения скважин Приобского месторождения и пути их решения. // «Научно-технический Вестник НК «Роснефть», 2006, №1, стр.1-5].The main way to reduce absorption during the repair of wells is the use of blocking liquids [V.N. Gusakov, S.E. Zdolnik, A.G. Telin, I.M. Zgoba. The problems of killing wells in the Priobskoye field and ways to solve them. // “Scientific and Technical Bulletin of Rosneft Oil Company, 2006, No. 1, pp. 1-5].
Для контроля поглощения при создании технологических жидкостей описано использование следующих приемов:To control absorption during the creation of process fluids, the use of the following techniques is described:
- увеличение эффективной вязкости технологической жидкости путем использования загустителей [например, патент РФ №2301247];- increase the effective viscosity of the process fluid through the use of thickeners [for example, RF patent No. 2301247];
- увеличение эффективной вязкости технологической жидкости путем генерирования эмульсий [например, патент РФ №2296791],- increasing the effective viscosity of the process fluid by generating emulsions [for example, RF patent No. 2296791],
- увеличение эффективной вязкости технологической жидкости путем генерирования дисперсных систем, в которых дисперсной фазой является газ [например, патент РФ №2322472];- increase the effective viscosity of the process fluid by generating dispersed systems in which the dispersed phase is gas [for example, RF patent No. 2322472];
- снижение проницаемости зоны поглощения путем использования в технологической жидкости шунтирующих частиц - микрокальцита в качестве твердой фазы для формирования фильтрационной корки [SPE 58734. M.R.Luyster, W.E.Foxenberg, (M-I LLC), S.A. Ali Chevron Petroleum Technology Company. Development of a Novel Fluid-Loss Control Pill for Placement Inside Gravel-Pack Screens].- reducing the permeability of the absorption zone by using shunt particles — microcalcite as a solid phase in the process fluid to form a filter cake [SPE 58734. M.R. Luyster, W.E. Foxenberg, (M-I LLC), S.A. Ali Chevron Petroleum Technology Company. Development of a Novel Fluid-Loss Control Pill for Placement Inside Gravel-Pack Screens].
Основным недостатком эмульсий, генерируемых на растительных или нефтяных маслах [патент РФ №2319539], нефти [патент РФ №2306414], керосине или дизельном топливе [патент РФ №2297436], углеводородных растворителях [патент РФ №2296791] с использованием маслорастворимых ПАВ (эмульгаторов) различной природы является быстрое (1-2 суток) разрушение эмульсий при невысоких (40-80°C) температурах, невозможность обеспечения контроля поглощения при термобарических условиях продуктивного пласта на срок более 48 часов, необходимый для проведения подземного ремонта скважины с контролем поглощения.The main disadvantage of emulsions generated on vegetable or petroleum oils [RF patent No. 2319539], oil [RF patent No. 2306414], kerosene or diesel fuel [RF patent No. 2297436], hydrocarbon solvents [RF patent No. 2296791] using oil-soluble surfactants (emulsifiers ) of different nature is the rapid (1-2 days) destruction of emulsions at low (40-80 ° C) temperatures, the inability to provide control of absorption under thermobaric conditions of the reservoir for a period of more than 48 hours, necessary for underground repair of Azhinov with absorption control.
В качестве водорастворимых полимеров для загущения воды и водных растворов известно применение:As water-soluble polymers for thickening water and aqueous solutions, it is known to use:
- гуаровой смолы (гидроксипропилгуар, гидроксипропил-карбоксиметилгуар, карбоксиметилгуар) [патент РФ №2330942], основным недостатком которой является хорошая растворимость в пресной воде (плотность около 1000 кг/м3), невозможность загущения более высокоплотных солевых растворов галита и кальциевых солей (хлорида, бромида, нитрата), низкая седиментационная устойчивость суспензий твердых частиц в воде, загущенной гуаровой смолой, значительное снижение эффективной вязкости воды, загущенной гуаровой смолой при повышении температуры, приводящее к потере вязкости, быстрому разрушению суспензий и поглощению жидкости, что делает невозможным использование этих жидкостей для проведения подземного ремонта скважин при повышенных температурах или пластовых давлениях выше гидростатического или необходимости контроля поглощения более чем на 48 часов;- guar gum (hydroxypropyl guar, hydroxypropyl carboxymethyl guar, carboxymethyl guar) [RF patent No. 2330942], the main disadvantage of which is its good solubility in fresh water (density of about 1000 kg / m 3 ), the inability to thicken higher-density saline solutions of halite and calcium salts (chloride (bromide, nitrate), low sedimentation stability of suspensions of solid particles in water thickened with guar gum, a significant decrease in the effective viscosity of water thickened with guar gum with increasing temperature, leading to its loss of viscosity, rapid destruction of suspensions and absorption of fluid, which makes it impossible to use these fluids for underground well repairs at elevated temperatures or reservoir pressures above hydrostatic or the need to control absorption for more than 48 hours;
- карбоксиметилцеллюлозы [патент РФ №2301247] при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,5-2,0, хлористый кальций 7-12, аммоний фосфорнокислый двузамещенный 19-21, Морпен 0,05-1,00, вода остальное, основным недостатком которой является загущающая способность по отношению к пресной воде (плотность около 1000 кг/м3) и растворам галита (ограничение плотности до 1180 кг/м3), невозможность загущения более высокоплотных солевых растворов кальциевых солей (хлорида, бромида, нитрата), низкая седиментационная устойчивость суспензий твердых частиц в воде и солевых растворах, загущенных карбоксиметилцеллюлозой, быстрое разрушение суспензий (низкая седиментационная стабильность) и поглощение блокирующей жидкости;- carboxymethyl cellulose [RF patent No. 2301247] in the following ratio of ingredients, wt.%: carboxymethyl cellulose 0.5-2.0, calcium chloride 7-12, ammonium phosphate disubstituted 19-21, Morpen 0.05-1.00, water the rest , the main disadvantage of which is the thickening ability with respect to fresh water (density about 1000 kg / m 3 ) and halite solutions (limiting the density to 1180 kg / m 3 ), the inability to thicken higher-density saline solutions of calcium salts (chloride, bromide, nitrate) low sedimentation stability of tv suspension particles in water and saline solutions thickened with carboxymethyl cellulose, the rapid destruction of suspensions (low sedimentation stability) and the absorption of blocking fluid;
- полиакриламида [патент РФ №2215868] или полиакриламида сшитого, например, радиационно [патент РФ №2285786] или химическими сшивателями [патент РФ №2190753], основным недостатком которых является растворимость полиакриламида только в пресной воде (плотность около 1000 кг/м3) и растворах галита (ограничение плотности до 1180 кг/м3), невозможность загущения более высокоплотных солевых растворов кальциевых солей (хлорида, бромида, нитрата), низкая седиментационная устойчивость суспензий твердых частиц в воде и солевом растворе галита, загущенных полиакриламидом, значительное снижение эффективной вязкости воды и водных растворов, загущенных полиакриламидом при повышении температуры, приводящее к потере вязкости при повышенных температурах, поглощению блокирующей жидкости, что недопустимо для безопасного проведения подземного ремонта скважины;- polyacrylamide [RF patent No. 2215868] or crosslinked polyacrylamide, for example, radiation [RF patent No. 2285786] or chemical crosslinkers [RF patent No. 2190753], the main disadvantage of which is the solubility of polyacrylamide only in fresh water (density of about 1000 kg / m 3 ) and halite solutions (limiting the density to 1180 kg / m 3 ), the inability to thicken higher-density saline solutions of calcium salts (chloride, bromide, nitrate), low sedimentation stability of suspensions of solid particles in water and saline halite, gelled polyac rilamide, a significant decrease in the effective viscosity of water and aqueous solutions thickened with polyacrylamide with increasing temperature, leading to a loss of viscosity at elevated temperatures, the absorption of blocking fluid, which is unacceptable for safe underground well repair;
- сукциногликана [SPE 26724. Hon Chung Lau. Laboratory Development and Field Testing of Succinoglycan as a Fluid-Loss-Control Fluid (Shell Development Co)].- succinoglycan [SPE 26724. Hon Chung Lau. Laboratory Development and Field Testing of Succinoglycan as a Fluid-Loss-Control Fluid (Shell Development Co)].
Биополимер сукциногликан обладает уникальной комбинацией свойств, включая легкость применения; чистоту; тиксотропные реологические свойства; не зависящую от температуры вязкость ниже переходной температуры потери вязкости Tm.Succinoglycan biopolymer has a unique combination of properties, including ease of use; cleanliness; thixotropic rheological properties; temperature-independent viscosity below the transition temperature loss viscosity T m .
Основным ограничением по использованию сукциногликана является его несовместимость с составами на основе солей кальция (хлорид, бромид) и цинка. Эти минерализованные растворы значительно уменьшают температуру потери вязкости сукциногликана (Tm). Например, Tm в растворах бромида кальция плотностью 12 фунт/галл, и 12,9 фунт/галл составляет 65°C и 55°C соответственно, что делает невозможным его использование для контроля поглощения в блокирующих жидкостях на скважинах с пластовой температурой выше 55°C.The main limitation on the use of succinoglycan is its incompatibility with formulations based on calcium salts (chloride, bromide) and zinc. These mineralized solutions significantly reduce the temperature loss of succinoglycan viscosity (T m ). For example, T m in solutions of calcium bromide with a density of 12 lb / gall and 12.9 lb / gall is 65 ° C and 55 ° C, respectively, which makes it impossible to use it to control absorption in blocking fluids in wells with reservoir temperatures above 55 ° C.
Для увеличения Tm и плотности растворов сукциногликана можно использовать минерализованные растворы на основе формиатов калия и натрия. При достаточно высоких концентрациях эти соли могут увеличивать Tm сукциногликана до 93°C. Однако, эти соли малодоступны из-за цены и отсутствия их производства в Российской Федерации.To increase T m and the density of succinoglycan solutions, mineralized solutions based on potassium and sodium formates can be used. At sufficiently high concentrations, these salts can increase the T m of succinoglycan to 93 ° C. However, these salts are inaccessible due to the price and lack of their production in the Russian Federation.
Также для загущения воды и водных растворов известно применение:Also for thickening water and aqueous solutions, it is known to use:
- производных синтетических жирных кислот: нафтенат натрия (15-18%), синтетические жирные кислоты фракции C16 и выше, кубовые остатки производства синтетических жирных кислот фракции C20 и выше, жирные кислоты таллового масла, «Нефтехим-3», тарин [заявка №2001108932, 2003 г.], основным недостатком которых является высаливание (выделение из растворов) загустителей из солевых растворов при повышении содержания солей и/или при повышении температуры, значительное снижение эффективной вязкости воды и водных загущенных растворов при повышении солесодержания или температуры, приводящие к потере вязкости при повышенных температурах и потере контроля поглощения блокирующей жидкости, что недопустимо при проведении подземного ремонта скважины с контролем поглощения;- derivatives of synthetic fatty acids: sodium naphthenate (15-18%), synthetic fatty acids of fraction C 16 and above, bottoms of the production of synthetic fatty acids of fraction C 20 and above, tall oil fatty acids, Neftekhim-3, tariff [application No. 2001108932, 2003], the main disadvantage of which is the salting out (separation from solutions) of thickeners from salt solutions with increasing salt content and / or with increasing temperature, a significant decrease in the effective viscosity of water and aqueous thickened solutions with increasing salinity Ia or temperature, leading to a loss in viscosity at elevated temperatures and loss absorption blocking fluid control, which is unacceptable when conducting workover wells uptake control;
- гидроксиэтилцеллюлозы, основным недостатком которой является потеря вязкости при температурах выше 79°C; даже чистые препараты требуют фильтрации геля для удаления нерастворившихся частиц; не образует фильтрационной корки. Описано [SPE 80946. Brian Evans (BJ Services). Fluid Loss Control - Improvement for HTHP Wells] много случаев высокого остаточного сопротивления, причина - перенос обломков (частиц) коррозии и шлама из скважины в пласт, считается «повреждающим» пласт реагентом. Основным недостатком гидроксиэтилцеллюлозы являются ограничения по термостабильности, потеря вязкости при повышенных температурах, не обеспечивающая (как будет показано ниже) седиментационную устойчивость суспензий твердых частиц на срок более 48 часов, необходимый для проведения подземного ремонта скважины с контролем поглощения;- hydroxyethyl cellulose, the main disadvantage of which is the loss of viscosity at temperatures above 79 ° C; even pure preparations require gel filtration to remove insoluble particles; does not form a filter cake. Described by [SPE 80946. Brian Evans (BJ Services). Fluid Loss Control - Improvement for HTHP Wells] there are many cases of high residual resistance, the reason is the transfer of corrosion fragments (particles) and sludge from the well into the formation, it is considered a "damaging" reagent. The main disadvantage of hydroxyethyl cellulose is the limitation on thermal stability, loss of viscosity at elevated temperatures, which does not provide (as will be shown below) the sedimentation stability of suspensions of solid particles for a period of more than 48 hours, which is necessary for underground repair of a well with absorption control;
- сшитой гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ) с защелачивающим регулятором кислотности и циркониевым сшивателем. Сшитая ГЭЦ устойчива до 90°C в растворах плотностью до 1080 кг/м3 и не способна загущать растворы большей плотности с обеспечением той же термостабильности [SPE 39438, Ф.Ф.Чанг, М.Бауман и М.Палар, С.А.Али, Дж.Кром, Schlumberger Dowell, Chevron U.S.A., Texaco Inc. Разработка новых составов для борьбы с поглощением на основе сшитой гидроксиэтилцеллюлозы для применения в пластах с высоким положительным перепадом давления, высокой проницаемостью и/или высокой температурой]. Основным недостатком сшитой ГЭЦ являются ограничения по плотности, сложность обеспечения специфических условий сшивки полимера в щелочной области (рН более 10,5), где работоспособен дорогой сшиватель на основе солей циркония, и низкая вязкость растворов ГЭЦ, не обеспечивающая седиментационную устойчивость суспензий на срок более 48 часов, необходимый для проведения подземного ремонта скважины с контролем поглощения;- crosslinked hydroxyethyl cellulose (SCE) with an alkalizing acidity regulator and a zirconium crosslinker. The cross-linked HEC is stable up to 90 ° C in solutions with a density of up to 1080 kg / m 3 and is not able to thicken solutions of a higher density with the same thermal stability [SPE 39438, F.F. Chang, M. Bauman and M. Palar, S.A. Ali, J. Crom, Schlumberger Dowell, Chevron USA, Texaco Inc. Development of new formulations for controlling absorption based on crosslinked hydroxyethyl cellulose for use in formations with a high positive differential pressure, high permeability and / or high temperature]. The main disadvantage of crosslinked SCE is the density limitations, the difficulty of providing specific conditions for polymer crosslinking in the alkaline region (pH above 10.5), where an expensive crosslinker based on zirconium salts is operable, and low viscosity of SCE solutions that does not provide sedimentation stability of suspensions for more than 48 hours needed for underground well repair with absorption control;
- ксантана [патент РФ №2212527]: в качестве жидкости глушения используют водный раствор карналлитовой руды с плотностью раствора 1,23-1,25 т/м3, в качестве загустителя - ксантановую смолу в количестве 0,1-1,0 мас.%, основным недостатком которого (как будет показано ниже) является потеря вязкости при повышенных температурах и низкая седиментационная устойчивость суспензий твердых (шунтирующих) частиц;- xanthan gum [RF patent No. 2212527]: an aqueous solution of carnallite ore with a solution density of 1.23-1.25 t / m 3 is used as a quenching liquid, and xanthan gum in an amount of 0.1-1.0 wt. %, the main disadvantage of which (as will be shown below) is the loss of viscosity at elevated temperatures and low sedimentation stability of suspensions of solid (shunt) particles;
- ксантана в смеси с модифицированным крахмалом [патент РФ №2322472] и добавками алюминиевой пудры для генерации афрона (дисперсной системы, в которой дисперсной фазой является газ, в данном примере - водород) при следующем соотношении компонентов, мас.%: микробный ксантановый биополимер 0,5-2,0; модифицированный крахмал 0,2-2,5; ПАВ 0,01-0,2; карбонат натрия 0,1-1,0; пудра алюминиевая - 0,005-0,08; вода - остальное; основным недостатком является потеря вязкости при повышенных температурах и низкая седиментационная устойчивость суспензий твердых частиц, не обеспечивающих седиментационную устойчивость суспензий на срок более 48 часов, необходимый для проведения подземного ремонта скважины с контролем поглощения;- xanthan in a mixture with modified starch [RF patent No. 2322472] and aluminum powder additives for generating an aphron (disperse system in which the dispersed phase is gas, in this example hydrogen) in the following ratio of components, wt.%:
- суспензии порошка ксантана и/или других производных в дозировке 10-70% (гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза, гуаровая смола, крахмал, производные гуара, полиакриламид) в смеси с суспензионной добавкой (0,1-0,9%) (гидроксипропилцеллюлоза, этилцеллюлоза, поливинилпирролидон, полиакриловая кислота и сополимеры поливинилпирролидона и акриловой кислоты) с неводными растворителями 30-90% [патент РФ №2287549], основным недостатком которой является невозможность увеличения плотности смеси растворением водорастворимых солей и связанное с этим ограничение использования только на скважинах с невысоким пластовым давлением (ниже гидростатического), высокая цена и труднодоступность неводных растворителей, выбранных из группы, состоящей из гликолей, полигликолей, простых гликолевых эфиров, сложных гликолевых эфиров и смешанных простых и сложных гликолевых эфиров, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, полипропиленгликоля, диэтиленгликольэтилового эфира и диэтиленгликольбутилового эфира;- suspensions of xanthan powder and / or other derivatives in a dosage of 10-70% (hydroxyethyl cellulose, carboxymethyl cellulose, guar gum, starch, guar derivatives, polyacrylamide) in a mixture with a suspension additive (0.1-0.9%) (hydroxypropyl cellulose, ethyl cellulose, polyvinylpyrrolidone, polyacrylic acid and copolymers of polyvinylpyrrolidone and acrylic acid) with non-aqueous solvents 30-90% [RF patent No. 2287549], the main disadvantage of which is the impossibility of increasing the density of the mixture by dissolving water-soluble salts and associated with these restriction of use only in wells with low reservoir pressure (below hydrostatic), high price and inaccessibility of non-aqueous solvents selected from the group consisting of glycols, polyglycols, simple glycol ethers, glycol ethers and mixed simple and complex glycol ethers, diethylene glycol, triethylene glycol, polypropylene glycol, diethylene glycol ethyl ether and diethylene glycol butyl ether;
- неполимерные цвиттерионные вязкоупругие ПАВ. Довольно близким к заявляемому составу является состав, разработанный в Компании «Шлюмберже» [патент РФ №2307144], с использованием загустителя водно-солевых растворов (с плотностью по меньшей мере 11,5 фунтов на галлон, т.е. 1378 кг/м3) в количестве 2-30%, в качестве которого предлагаются неполимерные цвиттерионные вязкоупругие ПАВ - эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин с общей формулой:- non-polymer zwitterionic viscoelastic surfactants. Quite close to the claimed composition is a composition developed by Schlumberger [RF patent No. 2307144], using a thickener of water-salt solutions (with a density of at least 11.5 pounds per gallon, i.e. 1378 kg / m 3 ) in an amount of 2-30%, in which non-polymer zwitterionic viscoelastic surfactants are proposed - erucilamidopropyl betaine or oleylamidopropyl betaine with the general formula:
где R1, R2, R3, R4 и R5 представляют собой атомы углерода или цепи из атомов углерода, насыщенные или ненасыщенные, с одной или многократной ненасыщенностью, прямые цепи, разветвленные цепи или циклические, включая ароматические и алициклические группы, и R1 содержит 16-26 атомов углерода, R2 содержит 2-10 атомов углерода, R3, R4 и R5 содержат 1-6 атомов углерода.where R 1 , R 2 , R 3 , R 4 and R 5 are carbon atoms or chains of carbon atoms, saturated or unsaturated, with one or multiple unsaturation, straight chains, branched chains or cyclic, including aromatic and alicyclic groups, and R 1 contains 16-26 carbon atoms, R 2 contains 2-10 carbon atoms, R 3 , R 4 and R 5 contain 1-6 carbon atoms.
Авторы [патент РФ №2307144] показали, что эти уникальные по реологическим свойствам жидкости в растворах кальциевых и натриевых солей высокой плотности способны в определенном температурном интервале не снижать, а в некоторых солевых растворах даже увеличивать эффективную вязкость растворов при повышении температуры. При температурах около 100°C они обеспечивают растворам эффективную вязкость от 0,4 Па·сек до 28 Па·сек (при скорости сдвига 1 с-1), что обеспечивает стабильность суспензий шунтирующих твердых частиц и контроль поглощения в термобарических условиях скважин с высокой пластовой температурой за счет повышенной вязкости. Основными недостатками этого изобретения являются:The authors [RF patent No. 2307144] showed that these liquids, unique in rheological properties, in solutions of high density calcium and sodium salts can not decrease in a certain temperature range, and in some salt solutions even increase the effective viscosity of solutions with increasing temperature. At temperatures of about 100 ° C, they provide solutions with an effective viscosity of 0.4 Pa · sec to 28 Pa · sec (at a shear rate of 1 s -1 ), which ensures stability of shunt solids suspensions and control of absorption in thermobaric conditions of high reservoir wells temperature due to increased viscosity. The main disadvantages of this invention are:
- высокая плотность солевых растворов («по меньшей мере 1318 кг/м3» - п.1 формулы изобретения) и невозможность работы с пресной водой и солевыми растворами плотности меньше 1318 кг/м3;- high density of saline solutions ("at least 1318 kg / m 3 " - claim 1 of the claims) and the inability to work with fresh water and saline density solutions of less than 1318 kg / m 3 ;
- необходимость использования дорогостоящих и малодоступных цвиттерионных ПАВ - производных эруциламидопропилбетаина или олеиламидопропилбетаина, выпускаемых под контролем Компании «Шлюмберже» за пределами Российской Федерации.- the need to use expensive and inaccessible zwitterionic surfactants - derivatives of erucilamidopropyl betaine or oleylamidopropyl betaine, manufactured under the control of the Schlumberger Company outside the Russian Federation.
Прототипом заявляемого состава является технологическая скважинная жидкость [патент РФ №2380391, опубл. 27.01.2010], которая содержит, ксантан - от 3 кг/м3 до 20 кг/м3; полианионную целлюлозу - от 3 кг/м3 до 20 кг/м3; хлористый кальций в количестве до 37 мас.% или кальций азотнокислый в количестве до 74 мас.%.The prototype of the claimed composition is a technological well fluid [RF patent No. 2380391, publ. January 27, 2010], which contains xanthan gum - from 3 kg / m 3 to 20 kg / m 3 ; polyanionic cellulose - from 3 kg / m 3 to 20 kg / m 3 ; calcium chloride in an amount of up to 37 wt.% or calcium nitrate in an amount of up to 74 wt.%.
Основным недостатком жидкости-прототипа, как будет показано фильтрационными экспериментами на нефтенасыщенном керновом материале, является то, что указанный состав обеспечивает весьма низкие коэффициенты восстановления фазовой проницаемости по нефти, что ухудшает фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны скважин, значительно удлиняет срок вывода скважин на предостановочный дебит и предостановочную обводненность добываемой жидкости.The main disadvantage of the prototype fluid, as will be shown by filtration experiments on oil-saturated core material, is that this composition provides very low recovery coefficients of phase permeability for oil, which degrades the filtration-capacitive properties of the bottom-hole zone of wells, significantly lengthens the time for bringing wells to pre-production flow and pre-water cut of produced fluid.
Решаемая задача и ожидаемые технические результаты заключаются в создании стойкой к термодеструкции скважинной технологической жидкости, позволяющей:The problem to be solved and the expected technical results are to create a borehole process fluid that is resistant to thermal degradation, allowing:
- с одной стороны, так же как прототип, обеспечивать эффективный контроль поглощения во время подземного ремонта добывающих скважин,- on the one hand, as well as a prototype, to provide effective control of absorption during the underground repair of production wells,
- с другой стороны, обеспечивать высокое значение коэффициента восстановления фазовой проницаемости по нефти и сохранять коллекторские свойства призабойной зоны скважин.- on the other hand, to ensure a high value of the coefficient of recovery of phase permeability in oil and to maintain the reservoir properties of the bottom-hole zone of wells.
Технологическим следствием повышения коэффициента восстановления фазовой проницаемости по нефти будет:The technological consequence of increasing the recovery coefficient of phase permeability in oil will be:
- сокращение сроков достижения добывающими скважинами предостановочного дебита по нефти и жидкости;- reducing the time for production wells to reach the pre-production rate for oil and liquid;
- сокращение сроков достижения добывающими скважинами предостановочного значения обводненность добываемой жидкости.- reduction of the time for producing wells to reach the preset value of the water cut of the produced fluid.
Традиционно повышение коэффициента восстановления фазовой проницаемости по нефти в скважинных технологических жидкостях обеспечивается двумя способами:Traditionally, the increase in the recovery coefficient of phase permeability for oil in downhole process fluids is provided in two ways:
- добавкой гидрофобизаторов - катионных поверхностно-активных веществ (КПАВ). Указанный способ обеспечивает повышение коэффициента восстановления фазовой проницаемости по нефти (ниже описаны результаты экспериментальной проверки), но не позволяет достигать повышенной плотности (выше 1,05 г/см3) из-за отсутствия достаточного количества солей и эффекта высаливания КПАВ при повышении солесодержания и температуры;- the addition of water repellents - cationic surfactants (CPAS). The specified method provides an increase in the recovery coefficient of phase permeability for oil (experimental results are described below), but does not allow to achieve an increased density (above 1.05 g / cm 3 ) due to the lack of a sufficient amount of salts and the effect of salting out of surfactants with increasing salt content and temperature ;
- добавкой солей калия (например, хлористого калия) в количестве около 5 мас.%. Указанный способ обеспечивает повышение коэффициента восстановления фазовой проницаемости по нефти, но не позволяет достигать плотности выше плотности насыщенного раствора хлористого калия 1,16 г/см3 (что необходимо для скважин с высоким пластовым давлением) и не позволяет контролировать поглощение такого раствора по причине его низкой вязкости и отсутствия шунтирующих частиц.- the addition of potassium salts (for example, potassium chloride) in an amount of about 5 wt.%. The specified method provides an increase in the recovery coefficient of phase permeability for oil, but does not allow to achieve a density higher than the density of a saturated solution of potassium chloride 1.16 g / cm 3 (which is necessary for wells with high reservoir pressure) and does not allow to control the absorption of such a solution due to its low viscosity and lack of shunt particles.
Задача состоит в создании скважинной жидкости с наилучшим комплексом технологических свойств, а именно с плотностью до 1,4 г/см3, высоким коэффициентом восстановления проницаемости по нефти, способностью контролировать поглощение на скважинах без ГРП (гидроразрыва пласта), с проппантным ГРП и с трещиноватым коллектором.The task is to create a well fluid with the best set of technological properties, namely with a density of up to 1.4 g / cm 3 , a high recovery coefficient of oil permeability, the ability to control absorption in wells without hydraulic fracturing (hydraulic fracturing), with proppant hydraulic fracturing and with fractured collector.
Поставленная задача решается тем, что технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта, содержащая водно-солевой раствор, ксантан и полианионную целлюлозу, отличается тем, что в качестве водно-солевого раствора содержит насыщенный раствор хлористого натрия и дополнительно - твердый хлористый натрий при следующем соотношении компонентов в 1 м3 технологической скважинной жидкости, кг:The problem is solved in that the technological well fluid with controlled absorption in the thermobaric conditions of the formation, containing water-salt solution, xanthan gum and polyanionic cellulose, is characterized in that it contains a saturated solution of sodium chloride and additionally solid sodium chloride at the following ratio of components in 1 m 3 technological well fluid, kg:
Хлористый натрий в количестве до 310 кг/м3 для получения насыщенного раствора хлористого натрия обеспечивает повышение плотности жидкости до 1190 кг/м3.Sodium chloride in an amount of up to 310 kg / m 3 to obtain a saturated solution of sodium chloride provides an increase in the density of the liquid to 1190 kg / m 3 .
Хлористый натрий в количестве до 483 кг/м3 в качестве твердой фазы (шунтирующих частиц) служит для контроля поглощения и для повышения плотности жидкости до 1400 кг/м3.Sodium chloride in an amount of up to 483 kg / m 3 as a solid phase (shunt particles) serves to control the absorption and to increase the density of the liquid to 1400 kg / m 3 .
Раствор хлористого натрия в заявляемой технологической жидкости берется насыщенным для предотвращения растворения твердого хлористого натрия, вносимого в качестве твердых, шунтирующих поглощение, частиц.The solution of sodium chloride in the inventive process fluid is taken saturated to prevent the dissolution of solid sodium chloride, introduced as a solid, shunt absorption, particles.
Относительно прототипа, таким образом, из заявляемой технологической скважинной жидкости исключены соли кальция (хлористый кальций или кальций азотнокислый) и введен твердый хлористый натрий. Экспериментальная проверка показала, что заявляемая технологическая скважинная жидкость позволяет:Regarding the prototype, thus, calcium salts (calcium chloride or calcium nitrate) are excluded from the inventive technological well fluid and solid sodium chloride is introduced. Experimental verification showed that the inventive technological well fluid allows you to:
- кратно (по сравнению с прототипом и другими известными решениями) увеличить коэффициент восстановления проницаемости по нефти нефтенасыщенного керна,- multiple (in comparison with the prototype and other known solutions) to increase the recovery coefficient of oil permeability of oil-saturated core,
- набрать высокую плотность - не менее 1400 кг/м3,- gain high density - not less than 1400 kg / m 3 ,
- сохранить седиментационную устойчивость твердых шунтирующих частиц при температуре до 125°C и обеспечить контроль поглощения в термобарических условиях пластов с пластовой температурой до 125°C.- to maintain the sedimentation stability of solid shunt particles at temperatures up to 125 ° C and to control the absorption in thermobaric conditions of formations with reservoir temperature up to 125 ° C.
Результаты экспериментальной проверки свойств технологической скважинной жидкости описаны ниже.The results of an experimental verification of the properties of a technological well fluid are described below.
Фильтрационные эксперименты по определению значений коэффициента восстановления фазовой проницаемости по нефти, проведенные на нефтенасыщенных кернах с различной проницаемостью Ванкорского месторождения нефти, сведены в таблице 1. Как видно, самые высокие значения коэффициента восстановления фазовой проницаемости по нефти на нефтенасыщенных кернах Яковлевской (Як 3-7) и Ниж-нехетской свит (Нх 3-4) - 41% и 45% соответственно - показала заявляемая технологическая скважинная жидкость, приготовленная на насыщенном растворе хлорида натрия (состав А, таблица 1).Filtration experiments to determine the values of the coefficient of recovery of phase permeability for oil, conducted on oil-saturated cores with different permeabilities of the Vankor oil field, are summarized in table 1. As you can see, the highest values of the coefficient of recovery of phase permeability for oil on oil-saturated cores of Yakovlevskaya (Yak 3-7) and Nizhne-Kheta suite (Hx 3-4) - 41% and 45%, respectively - showed the claimed technological well fluid prepared on a saturated solution of sodium chloride (comp Av A, table 1).
Плотность скважинной жидкости можно регулировать путем внесения твердой фазы - твердого хлористого натрия в загущенный насыщенный раствор хлористого натрия плотностью 1190 кг/м3. Причем, в зависимости от необходимой плотности расход твердого хлористого натрия (твердой фазы) и расход раствора хлористого натрия подбирается в соответствии с табличными значениями по таблице 2.The density of the borehole fluid can be adjusted by adding a solid phase - solid sodium chloride to a thickened saturated solution of sodium chloride with a density of 1190 kg / m 3 . Moreover, depending on the required density, the flow rate of solid sodium chloride (solid phase) and the flow rate of sodium chloride solution are selected in accordance with the table values in table 2.
Оптимальное соотношение массовых расходов ксантана и полианионной целлюлозы установлено исходя из способности растворов с различным содержанием полимеров удерживать кристаллы хлористого натрия (твердую фазу) при повышенных температурах и обеспечивать седиментационную стабильность технологической жидкости при высоких пластовых температурах.The optimum ratio of the mass flow rates of xanthan and polyanionic cellulose was established based on the ability of solutions with different polymer contents to retain sodium chloride crystals (solid phase) at elevated temperatures and to provide sedimentation stability of the process fluid at high formation temperatures.
Следует отметить, что суспензии шунтирующих частиц используют для создания фильтрационной корки и временного снижения проницаемости зон поглощения. Поэтому стабильность суспензий в технологической скважинной жидкости, обеспечивающей контроль поглощения при нормальной и повышенной температуре, является одним из необходимых условий ее эффективности и низкой повреждающей способности призабойной зоны скважины.It should be noted that suspensions of shunt particles are used to create a filter cake and temporarily reduce the permeability of absorption zones. Therefore, the stability of suspensions in a technological well fluid, which provides control of absorption at normal and elevated temperatures, is one of the necessary conditions for its effectiveness and low damaging ability of the bottomhole zone of the well.
Фиг.1 показывает скорость седиментации твердого хлористого натрия в растворах полимеров при 90°C. Наилучшие свойства для создания стабильной технологической скважинной жидкости обеспечивает комбинация полимеров ксантана (КС) и полианионной целлюлозы (ПАЦ) с массовым расходом 7,5 кг/м3 и 2,5 кг/м3 соответственно. Причем при равном суммарном расходе смеси двух полимеров (10 кг/м3) лучшую седиментационную стабильность твердого хлористого натрия обеспечивает смесь полимеров в массовом отношении КС:ПАЦ, равном 3:1 (7,5 кг/м3:2,5 кг/м3 соответственно).Figure 1 shows the sedimentation rate of solid sodium chloride in polymer solutions at 90 ° C. The best properties for creating a stable technological well fluid are provided by a combination of polymers of xanthan (KS) and polyanionic cellulose (PAC) with a mass flow rate of 7.5 kg / m 3 and 2.5 kg / m 3, respectively. Moreover, with an equal total flow rate of the mixture of two polymers (10 kg / m 3 ), the best sedimentation stability of solid sodium chloride is provided by a mixture of polymers in a mass ratio of KS: PAC equal to 3: 1 (7.5 kg / m 3 : 2.5 kg / m 3, respectively).
Минимально необходимая дозировка полимеров (ксантана и полианионной целлюлозы) для загущения раствора определена из условия седиментационной стабильности твердой фазы - твердого хлористого натрия. Седиментационная стабильность скважинной жидкости с твердым хлористым натрием оценивалась по убыли плотности жидкости во времени из-за оседания твердых частиц хлористого натрия. Исследовалась скважинная жидкость, приготовленная из насыщенного раствора хлористого натрия плотностью 1190 кг/м3, загущенного смесью полисахаридов ксантан и полианионная целлюлоза (в соотношении 3:1) с различными расходами, указанными в таблице 3. Далее в нее внесен твердый хлористый натрий в количестве 350 кг/м3. Плотность полученной скважинной жидкости составила 1342 кг/м3.The minimum required dosage of polymers (xanthan and polyanionic cellulose) for thickening the solution is determined from the condition of sedimentation stability of the solid phase - solid sodium chloride. The sedimentation stability of a wellbore fluid with solid sodium chloride was estimated by the decrease in fluid density over time due to sedimentation of solid particles of sodium chloride. The well fluid was studied, prepared from a saturated solution of sodium chloride with a density of 1190 kg / m 3 , thickened with a mixture of polysaccharides of xanthan and polyanionic cellulose (in a 3: 1 ratio) with various flows indicated in Table 3. Next, solid sodium chloride was added in an amount of 350 kg / m 3 . The density of the obtained well fluid was 1342 kg / m 3 .
Таким образом, установлено, что для обеспечения седиментационной устойчивости скважинной жидкости с твердой фазой суммарная дозировка полимеров ксантана и полианионной целлюлозы должна составлять не менее 10 кг/м3. Повышение суммарной дозировки полимеров выше 20 кг/м3 нецелесообразно по причине чрезмерно высокой вязкости (выше 1000 мПа*сек) и невозможности прокачивания такой жидкости насосами через трубки нагнетательной линии и скважинную арматуру.Thus, it was found that to ensure sedimentation stability of a borehole fluid with a solid phase, the total dosage of polymers of xanthan and polyanionic cellulose should be at least 10 kg / m 3 . Increasing the total polymer dosage above 20 kg / m 3 is impractical due to the excessively high viscosity (above 1000 MPa * s) and the impossibility of pumping such a liquid through the pipes of the injection line and downhole valves.
На фиг.2 приведены результаты замеров времени истечения 200 см3 скважинной жидкости через воронку ВБР-2 с различным суммарным содержанием полимеров. Установлено, что при содержании полимеров выше 20 кг/м3 жидкость теряет текучесть (способность самопроизвольно течь) по причине избыточной вязкости.Figure 2 shows the results of measurements of the time of expiration of 200 cm 3 well fluid through the funnel VBR-2 with different total polymer content. It was found that when the polymer content is above 20 kg / m 3, the fluid loses fluidity (the ability to spontaneously flow) due to excess viscosity.
Таким образом, суммарное содержание полимеров (ксантана и полианионной целлюлозы) целесообразно ограничить диапазоном от 10 кг/м3 до 20 кг/м3.Thus, the total content of polymers (xanthan and polyanionic cellulose) is advisable to limit the range from 10 kg / m 3 to 20 kg / m 3 .
Для оценки предела термической стабильности скважинная жидкость, приготовленная из насыщенного раствора хлористого натрия плотностью 1190 кг/м3, загущенная полимерами ксантаном и полианионной целлюлозой с дозировкой 9 кг/м3 и 3 кг/м3 соответственно, содержащая 350 кг/м3 твердого хлористого натрия (галита), помещалась в поршневую колонку из нержавеющей стали. Для обеспечения безопасности опыта и наблюдения за внутренним давлением к колонке подключался внешний манометр. Колонка с блокирующим составом помещалась в печь и выдерживалась при температурах 100, 120, 125, 130 и 140°C. Давление в колонке, возникающее за счет термического расширения состава, достигало 18 МПа (180 атм). При повышении давления выше 18 МПа для исключения разрыва колонки проводился сброс части объема раствора с помощью перепускного крана. После термостатирования при заданной температуре в течение 5 часов колонка разбиралась, и блокирующий состав исследовался на сохранение твердой фазы в объеме раствора. Оценка влияния температуры на седиментационную устойчивость и сохранение твердой фазы проводилась визуально по наличию выпавшего осадка твердой фазы в полости поршневой колонки и по результатам замера реологических свойств.To assess the thermal stability limit, a well fluid prepared from a saturated solution of sodium chloride with a density of 1190 kg / m 3 , thickened with polymers of xanthan and polyanionic cellulose with a dosage of 9 kg / m 3 and 3 kg / m 3, respectively, containing 350 kg / m 3 of solid chloride sodium (halite) was placed in a stainless steel piston column. To ensure the safety of the experiment and monitoring the internal pressure, an external pressure gauge was connected to the column. A column with a blocking composition was placed in an oven and maintained at temperatures of 100, 120, 125, 130, and 140 ° C. The pressure in the column due to thermal expansion of the composition reached 18 MPa (180 atm). With an increase in pressure above 18 MPa, to eliminate column rupture, part of the solution volume was discharged using an overflow valve. After temperature control at a given temperature for 5 hours, the column was disassembled, and the blocking composition was studied to preserve the solid phase in the volume of the solution. The influence of temperature on sedimentation stability and solid phase conservation was assessed visually by the presence of precipitated solid phase sediment in the piston column cavity and by the results of measuring rheological properties.
Визуально установлено, что скважинная жидкость на основе загущенного раствора хлористого натрия и содержащая хлористый натрий в качестве твердой фазы, седиментационно устойчива при температурах до 130°C включительно. При повышении температуры до 140°C в полости поршневой колонки наблюдалось выпадение твердой фазы (разрушение суспензии).It was visually established that a well fluid based on a thickened solution of sodium chloride and containing sodium chloride as a solid phase is sedimentation stable at temperatures up to 130 ° C inclusive. With increasing temperature to 140 ° C, a solid phase precipitation was observed in the piston column cavity (suspension failure).
На фиг.3 показаны реологические свойства заявляемой скважинной жидкости после термоэкспозиции. Из Фиг.3 видно, что показатели эффективной вязкости при 103 сек-1 и начального градиента сдвига указывают на то, что явление термодеструкции начинается при температурах выше 125°C.Figure 3 shows the rheological properties of the inventive borehole fluid after thermal exposure. Figure 3 shows that the effective viscosity at 103 sec -1 and the initial shear gradient indicate that the phenomenon of thermal degradation begins at temperatures above 125 ° C.
Таким образом, заявляемая технологическая скважинная жидкость, приготовленная из насыщенного раствора хлористого натрия плотностью 1190 кг/м3, загущенного ксантаном (с расходом от 7,5 кг/м3 до 15 кг/м3) и полианионной целлюлозой (с расходом от 2,5 кг/м3 до 5 кг/м3) и содержащая твердый хлористый натрий в качестве шунтирующих поглощение частиц, обладает седиментационной и термической стабильностью до температуры не менее 125°C.Thus, the inventive technological well fluid prepared from a saturated solution of sodium chloride with a density of 1190 kg / m 3 , thickened with xanthan gum (with a flow rate of 7.5 kg / m 3 to 15 kg / m 3 ) and polyanionic cellulose (with a flow rate of 2, 5 kg / m 3 to 5 kg / m 3 ) and containing solid sodium chloride as shunting particles, has sedimentation and thermal stability to a temperature of at least 125 ° C.
Способность технологической скважинной жидкости контролировать поглощение подтверждена в ходе опытно-промысловых испытаний на Приразломном и Северно-Салымском месторождениях, результаты которых сведены в таблице 4.The ability of the technological well fluid to control the absorption is confirmed during pilot tests at the Prirazlomnoye and North Salym fields, the results of which are summarized in table 4.
Технологическая скважинная жидкость для опытно-промысловых испытаний имела состав:Technological well fluid for experimental field tests had the composition:
ксантан - 9 кг/м3 xanthan - 9 kg / m 3
полианионная целлюлоза - 3 кг/м3 polyanionic cellulose - 3 kg / m 3
твердый хлористый натрий - 373 кг/м3 solid sodium chloride - 373 kg / m 3
насыщенный раствор хлористого натрия - остальное.saturated sodium chloride solution - the rest.
В ходе проведенных подземных ремонтов семи скважин поглощения жидкости глушения не зафиксировано.During the underground repairs of seven wells, the absorption of killing fluid was not recorded.
Таким образом, удалось создать технологическую скважинную жидкость - раствор смеси ксантана и полианионной целлюлозы в растворе хлористого натрия, содержащую твердый хлористый натрий в качестве шунтирующих частиц, удовлетворяющую всем требованиям для контроля поглощения в высокотемпературных (до 125°C) скважинах с высоким пластовым давлением (плотность растворов до 1,4 г/см3, т.е. для пластового давления, до 1,4 раз превышающего гидростатическое) и обеспечивающую самый высокий коэффициент восстановления проницаемости по нефти на нефтенасыщеннных кернах.Thus, it was possible to create a technological well fluid - a solution of a mixture of xanthan and polyanionic cellulose in a sodium chloride solution containing solid sodium chloride as shunt particles, which meets all the requirements for controlling absorption in high-temperature (up to 125 ° C) wells with high reservoir pressure (density solutions to 1.4 g / cm 3, i.e., for the formation pressure to 1.4 times the hydrostatic) and provides the highest permeability recovery rate of oil in neftenas schennnyh cores.
Заявляемая технологическая скважинная жидкость на основе раствора хлористого натрия, загущенного ксантаном и полианионной целлюлозой, с хлористым натрием в качестве твердой фазы обладает рядом необходимых свойств, а именно:The inventive technological well fluid based on a solution of sodium chloride, thickened with xanthan gum and polyanionic cellulose, with sodium chloride as a solid phase has a number of necessary properties, namely:
- высокой плотностью до 1400 кг/м3;- high density up to 1400 kg / m 3 ;
- высокой седиментационной и термической устойчивостью при повышенной (до 125°C) температуре;- high sedimentation and thermal stability at elevated (up to 125 ° C) temperature;
- способностью контролировать поглощение за счет наличия твердой фазы;- the ability to control absorption due to the presence of a solid phase;
- высоким коэффициентом восстановления проницаемости по нефти нефтенасыщеннных кернов,- high recovery coefficient of oil permeability of oil-saturated cores,
которыми не обладает каждый из этих компонентов в отдельности.which each of these components individually does not possess.
В специальной литературе отсутствуют сведения, касающиеся создания технологической скважинной жидкости для снижения поглощения растворов бурения, жидкостей для промывки скважин, растворов глушения, используемых при подземном ремонте скважин, из водорастворимых полимеров, включающих ксантан и полианионную целлюлозу, обладающих стандартным комплексом технологических характеристик (вязкость, способность стабилизации суспензии шунтирующих частиц при высоких температурах, термостабильность до 125°C), необходимых для контроля поглощения в термобарических условиях пласта и при этом обладающих ярко выраженными «щадящими» свойствами по отношению к фильтрационно-емкостным свойствам нефтеносного, нефтегазового или газоносного пласта. Поэтому заявляемое решение, по мнению авторов, соответствует критерию «изобретательский уровень».There is no information in the special literature regarding the creation of a technological well fluid to reduce the absorption of drilling fluids, well flushing fluids, killing solutions used in underground well repair, from water-soluble polymers including xanthan and polyanionic cellulose, which have a standard set of technological characteristics (viscosity, ability stabilization of the suspension of shunt particles at high temperatures, thermal stability up to 125 ° C) required to control absorption I am in thermobaric conditions of the formation and at the same time possessing pronounced "sparing" properties in relation to the filtration-capacitive properties of the oil, oil and gas or gas-bearing formation. Therefore, the claimed solution, according to the authors, meets the criterion of "inventive step".
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011147975/03A RU2482152C1 (en) | 2011-11-24 | 2011-11-24 | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011147975/03A RU2482152C1 (en) | 2011-11-24 | 2011-11-24 | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2482152C1 true RU2482152C1 (en) | 2013-05-20 |
Family
ID=48789839
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011147975/03A RU2482152C1 (en) | 2011-11-24 | 2011-11-24 | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2482152C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2616632C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions |
| RU2627502C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-08 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition |
| RU2630007C2 (en) * | 2016-02-24 | 2017-09-05 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Liquid for oil and gas wells control and cleanout |
| RU2738055C1 (en) * | 2020-03-05 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Вэл Инжиниринг" | Process fluid for cleaning bottomhole formation zone, well shaft, inner surface of tubing string, borehole filters |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2029776C1 (en) * | 1991-10-04 | 1995-02-27 | Стерлитамакское Производственное Объединение "Сода" | DRILLING MUD FIELD: used for drilling and plugging wells |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2236559C1 (en) * | 2003-02-07 | 2004-09-20 | ООО "Уренгойгазпром" | Method for selective treatment of bed |
| RU2307144C2 (en) * | 2001-12-03 | 2007-09-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Non-harmful liquid for reducing absorption of drill mud and method for application thereof |
| RU2380391C1 (en) * | 2008-12-08 | 2010-01-27 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Well process fluid with controlled absorption in thermo baric-reservoir conditions |
| EA014615B1 (en) * | 2006-01-31 | 2010-12-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent |
-
2011
- 2011-11-24 RU RU2011147975/03A patent/RU2482152C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2029776C1 (en) * | 1991-10-04 | 1995-02-27 | Стерлитамакское Производственное Объединение "Сода" | DRILLING MUD FIELD: used for drilling and plugging wells |
| US5990050A (en) * | 1998-01-08 | 1999-11-23 | M-I L.L.C. | Water soluble invert emulsions |
| RU2307144C2 (en) * | 2001-12-03 | 2007-09-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Non-harmful liquid for reducing absorption of drill mud and method for application thereof |
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2236559C1 (en) * | 2003-02-07 | 2004-09-20 | ООО "Уренгойгазпром" | Method for selective treatment of bed |
| EA014615B1 (en) * | 2006-01-31 | 2010-12-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent |
| RU2380391C1 (en) * | 2008-12-08 | 2010-01-27 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Well process fluid with controlled absorption in thermo baric-reservoir conditions |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2616632C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions |
| RU2627502C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-08 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition |
| RU2630007C2 (en) * | 2016-02-24 | 2017-09-05 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Liquid for oil and gas wells control and cleanout |
| RU2738055C1 (en) * | 2020-03-05 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Вэл Инжиниринг" | Process fluid for cleaning bottomhole formation zone, well shaft, inner surface of tubing string, borehole filters |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014249329B2 (en) | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material | |
| AU2012290709B2 (en) | A method of slickwater fracturing | |
| RU2307144C2 (en) | Non-harmful liquid for reducing absorption of drill mud and method for application thereof | |
| Liang et al. | Reduced-polymer-loading, high-temperature fracturing fluids by use of nanocrosslinkers | |
| NO332336B1 (en) | Process for the Treatment of Sustained Feeding Annulus Pressure in a Feeding Annulus in an Underground Well with Top-Down Surface Injection of Fluids and Additives | |
| US8201630B2 (en) | Methods of using hydrocarbon gelling agents as self-diverting scale inhibitors | |
| DK2892974T3 (en) | APPLICATION OF THERMO-THICKENING POLYMERS IN THE GAS AND OIL FIELD INDUSTRY | |
| AU2017401563B2 (en) | Lost circulation pill for severe losses using viscoelastic surfactant technology | |
| WO2014120381A1 (en) | Low-temperature breaker for well fluid viscosified with a polyacrylamide | |
| RU2482152C1 (en) | Borehole process fluid with low damaging properties and controlled absorption in thermobaric formation conditions | |
| WO2021050121A1 (en) | Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers | |
| CA3137118C (en) | Cationic formation stabilizers compatible with anionic friction reducing polymers | |
| Szymczak et al. | Minimizing environmental and economic risks with a proppant-sized solid-scale-inhibitor additive in the bakken formation | |
| RU2380391C1 (en) | Well process fluid with controlled absorption in thermo baric-reservoir conditions | |
| US11746282B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| Li et al. | High-temperature fracturing fluids using produced water with extremely high TDS and hardness | |
| US11414592B2 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
| US12054669B2 (en) | Friction reducers, fluid compositions and uses thereof | |
| US11866644B1 (en) | Fracturing fluid based on oilfield produced fluid | |
| US20140318774A1 (en) | High Pressure, High Temperature Gravel Pack Carrier Fluid with Extended Dynamic Stability for Alternate Flow Path | |
| John et al. | Evaluation of design criteria for gravel pack and hydraulic fracturing fluids | |
| US20140367099A1 (en) | Degradation of Polylactide in a Well Treatment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20191206 |