RU2830850C1 - HEAVY KILLING FLUID WITHOUT SOLID PHASE WITH DENSITY OF UP TO 2,100 kg/m3 - Google Patents
HEAVY KILLING FLUID WITHOUT SOLID PHASE WITH DENSITY OF UP TO 2,100 kg/m3 Download PDFInfo
- Publication number
- RU2830850C1 RU2830850C1 RU2023125821A RU2023125821A RU2830850C1 RU 2830850 C1 RU2830850 C1 RU 2830850C1 RU 2023125821 A RU2023125821 A RU 2023125821A RU 2023125821 A RU2023125821 A RU 2023125821A RU 2830850 C1 RU2830850 C1 RU 2830850C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- density
- water
- calcium
- heavy
- bromide
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 title abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 39
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 26
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 25
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 25
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 19
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 17
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 claims abstract description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 8
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 7
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 7
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 7
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 7
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N D-xylopyranose Chemical compound O[C@@H]1COC(O)[C@H](O)[C@H]1O SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 3
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 3
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 3
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 3
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 3
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 3
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 2
- ZOIORXHNWRGPMV-UHFFFAOYSA-N acetic acid;zinc Chemical compound [Zn].CC(O)=O.CC(O)=O ZOIORXHNWRGPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N arabinose Natural products OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N beta-D-Pyranose-Lyxose Natural products OC1COC(O)C(O)C1O SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000004246 zinc acetate Substances 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 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
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N Zinc dication Chemical compound [Zn+2] PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N ammonia nh3 Chemical compound N.N XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000028161 membrane depolarization Effects 0.000 description 1
- -1 nitrate ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для заканчивания и ремонта нагнетательных и добывающих, нефтяных и газовых скважин, может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений, в условиях низких температур Крайнего Севера, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ при их ремонте.The invention relates to the oil and gas production industry, is intended for completion and repair of injection and production oil and gas wells, can be used in conditions of abnormally high formation pressures, in conditions of low temperatures of the Far North, primary and secondary opening of productive formations, for killing and performing various types of work during their repair.
В настоящее время растет количество скважин с аномально высоким пластовым давлением, при заканчивании и проведении ремонтных работ возникает необходимость глушения таких скважин растворами высокой плотности (более 1600 кг/м3).Currently, the number of wells with abnormally high reservoir pressure is growing; during completion and repair work, it becomes necessary to kill such wells with high-density solutions (more than 1600 kg/ m3 ).
Известен состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин и способ ее приготовления (патент RU 2731965 С1), представляющий собой водный раствор, получаемый путем растворения в воде: нитрата кальция в количестве от 35 до 41 масс. %, бромида кальция в качестве утяжеляющего агента, в количестве, обеспечивающем плотность жидкости от 1580 до 1820 кг/м3, при 20°С. Общими признаками с заявленным изобретением является наличие в составе композиции, воды, бромида кальция и нитрата кальция.A composition for preparing a heavy process fluid for killing wells and a method for preparing it are known (patent RU 2731965 C1), which is an aqueous solution obtained by dissolving in water: calcium nitrate in an amount of 35 to 41 mass. %, calcium bromide as a weighting agent, in an amount providing a fluid density of 1580 to 1820 kg/ m3 , at 20°C. Common features with the claimed invention are the presence of water, calcium bromide and calcium nitrate in the composition.
Недостатком указанного состава и жидкости на его основе является низкая плотность, не превышающая 1820 кг/м3, что сужает область применения состава, негативное влияние на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта (коэффициент восстановления проницаемости кернового материала после взаимодействия с жидкостью глушения составляет 56,6%), а также повышенное содержание нитрата кальция. В техническом нитрате кальция практически всегда присутствует нитрат аммония в количестве 2-7%. Растворы, содержащие нитрат аммония особенно агрессивны ввиду высокой деполяризационной способности нитрат-иона и способности катиона аммония образовывать с металлом растворимые комплексы, кроме того, эти растворы имеют кислую реакцию, что в значительной степени оказывает влияние на их коррозионную активность.The disadvantage of the specified composition and the liquid based on it is the low density, not exceeding 1820 kg/ m3 , which narrows the scope of application of the composition, the negative impact on the filtration characteristics of the bottomhole formation zone (the coefficient of recovery of the permeability of the core material after interaction with the killing fluid is 56.6%), as well as the increased content of calcium nitrate. Ammonium nitrate is almost always present in technical calcium nitrate in an amount of 2-7%. Solutions containing ammonium nitrate are especially aggressive due to the high depolarization capacity of the nitrate ion and the ability of the ammonium cation to form soluble complexes with the metal, in addition, these solutions have an acidic reaction, which significantly affects their corrosive activity.
Известен состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин плотностью до 2200 кг/м3 (патент SU 1836548 A3), включающий бромид цинка (47-57 масс. %), бромид кальция (15-25 масс. %), ксилозу (2-3 масс. %), гидроксид щелочного металла (2,5-4 масс. %), ингибитор сероводородной коррозии (0,01-0,1 масс. %), остальное - вода.A composition is known for preparing a heavy process fluid for killing wells with a density of up to 2200 kg/ m3 (patent SU 1836548 A3), including zinc bromide (47-57 wt.%), calcium bromide (15-25 wt.%), xylose (2-3 wt.%), alkali metal hydroxide (2.5-4 wt.%), hydrogen sulfide corrosion inhibitor (0.01-0.1 wt.%), the rest is water.
Основным недостатком данного состава является необходимость предварительного разогрева воды до 25-30°С и последующего разогрева раствора в процессе его приготовления до 60-70°С для эффективного растворения компонентов, а также повышенные значения вязкости при комнатной температуре от 74 до 85 мПа⋅с и скорости коррозии, достигающей 0,12 мм/год.The main disadvantage of this composition is the need to preheat the water to 25-30°C and then heat the solution during its preparation to 60-70°C for effective dissolution of the components, as well as increased viscosity values at room temperature from 74 to 85 mPa⋅s and corrosion rate reaching 0.12 mm/year.
Наиболее близким по совокупности признаков является состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин плотностью до 1900 кг/м3, содержащий хлорид цинка (15,3-54,4 масс. %), хлорид кальция (22,2-42,0 масс. %), нитрат кальция (22,2-42,0 масс. %), окись цинка или ацетат цинка (0,3-0,5 масс. %), ингибитор коррозии аминного типа (0,4-0,7 масс. %), дополнительно состав может содержать поверхностно-активное вещество - гидрофобизатор «ИВВ-1» (0,1-0,2 масс. %), остальное - вода, (патент RU 2363717 С1). Данный состав принят за прототип.The closest in terms of the totality of features is a composition for the preparation of heavy process fluids for completion and repair of oil and gas wells with a density of up to 1900 kg/ m3 , containing zinc chloride (15.3-54.4 wt.%), calcium chloride (22.2-42.0 wt.%), calcium nitrate (22.2-42.0 wt.%), zinc oxide or zinc acetate (0.3-0.5 wt.%), an amine-type corrosion inhibitor (0.4-0.7 wt.%), the composition may additionally contain a surfactant - a water repellent "IVV-1" (0.1-0.2 wt.%), the rest is water (patent RU 2363717 C1). This composition is adopted as a prototype.
Общими признаками с заявленным изобретением являются: наличие в составе композиции воды, хлорида кальция, нитрата кальция, поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора «ИВВ-1».Common features with the claimed invention are: the presence in the composition of water, calcium chloride, calcium nitrate, and a surfactant - the water repellent "IVV-1".
Основными недостатками известного состава, принятого за прототип, являются пониженная максимальная плотность, не превышающая 1900 кг/м3, высокая коррозионная активность хлорида цинка, что требует введения дополнительных компонентов для нейтрализации продуктов его гидролиза, например, окиси цинка или ацетата цинка, высокое значение вязкости при комнатной температуре достигающее 200 мПа⋅с и температуру кристаллизации не ниже минус 30°С. Повышенная вязкость способствует дополнительным сопротивлениям и аэрации растворов при прокачивании, затрудняет их дегазацию, что приводит к снижению плотности жидкости глушения, затрудняет и увеличивает время глушения скважин. Все это ограничивает область применения жидкостей глушения.The main disadvantages of the known composition adopted as a prototype are the reduced maximum density, not exceeding 1900 kg/ m3 , high corrosion activity of zinc chloride, which requires the introduction of additional components to neutralize the products of its hydrolysis, for example, zinc oxide or zinc acetate, high viscosity at room temperature reaching 200 mPa⋅s and crystallization temperature not lower than minus 30°C. Increased viscosity contributes to additional resistance and aeration of solutions during pumping, complicates their degassing, which leads to a decrease in the density of the killing fluid, complicates and increases the time of well killing. All this limits the scope of application of killing fluids.
Техническим результатом изобретения является разработка тяжелой жидкости глушения плотностью до 2100 кг/м3, технологичной в приготовлении, не требующей нагрева для растворения компонентов, с концентрацией компонентов, обеспечивающих заявленную плотность, низкую вязкость, минимальное отрицательное воздействие на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин (коэффициент восстановления проницаемости кернового материала после взаимодействия с жидкостью глушения превышает 87,1%), обладающей одновременно низкой коррозионной активностью (до 0,12 мм/год), низкой температурой кристаллизации (ниже минус 35°С), что обеспечивает возможность применения жидкости в условиях низких температур Крайнего Севера.The technical result of the invention is the development of a heavy well-killing fluid with a density of up to 2100 kg/ m3 , easy to prepare, requiring no heating to dissolve the components, with a concentration of components that ensure the stated density, low viscosity, minimal negative impact on the bottomhole zone of production and injection wells (the coefficient of recovery of the permeability of the core material after interaction with the well-killing fluid exceeds 87.1%), simultaneously possessing low corrosion activity (up to 0.12 mm/year), low crystallization temperature (below minus 35°C), which makes it possible to use the fluid in low temperature conditions of the Far North.
Указанный технический результат достигается тем, что тяжелая технологическая жидкость, предназначенная для заканчивания и ремонта нагнетательных и добывающих, нефтяных и газовых скважин, включает хлорид кальция, нитрат кальция, поверхностно-активное вещество и воду, отличающаяся тем, что содержит бромиды цинка и кальция, безводный нитрат кальция марки «Премиум», произведенный по ТУ 2143-017-77381580-2012 с изм. 1-10, с массовой долей основного вещества не менее 96%, содержанием аммонийного азота 0,3%, характеризующийся низким выделением паров аммиака, ингибитор коррозии «ИТПС-508 Марки В», при этом в качестве поверхностно-активного вещества используют гидрофобизатор «ИВВ-1» или композиционную смесь неионогенных поверхностно-активных веществ, спиртов, гликолей и воды -«Неонол БС-1», при следующим соотношением компонентов, масс. %:The said technical result is achieved in that the heavy process fluid intended for completion and repair of injection and production oil and gas wells includes calcium chloride, calcium nitrate, a surfactant and water, characterized in that it contains zinc and calcium bromides, anhydrous calcium nitrate of the Premium brand, produced according to TU 2143-017-77381580-2012 with amendments 1-10, with a mass fraction of the main substance of at least 96%, an ammonium nitrogen content of 0.3%, characterized by low emission of ammonia vapors, corrosion inhibitor "ITPS-508 Brand B", while the water repellent "IVV-1" or a composite mixture of non-ionic surfactants, alcohols, glycols and water - "Neonol BS-1" are used as a surfactant, with the following ratio of components, mass %:
Для улучшения совместимости с пластовыми и нагнетаемыми водами состав дополнительно содержит ингибитор солеотложения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту (далее - НТФ), в количестве 0,005-0,006% от массы состава.To improve compatibility with formation and injection waters, the composition additionally contains a scale inhibitor - nitrilotrimethylphosphonic acid (hereinafter - NTP), in an amount of 0.005-0.006% of the composition weight.
Плотность заявляемой жидкости регулируется содержанием солей в смеси, при этом в растворе с минимальной плотностью (1610 кг/м3) бромиды в составе практически отсутствуют, а плотность достигается за счет солей нитрата и хлорида кальция, повышение плотности жидкости глушения до максимального значения (2100 кг/м3) обеспечивается увеличением концентрации бромсодержащих соединений (таблицы 1, 2).The density of the declared liquid is regulated by the content of salts in the mixture, while in the solution with a minimum density (1610 kg/ m3 ) bromides are practically absent in the composition, and the density is achieved due to nitrate and calcium chloride salts, an increase in the density of the killing liquid to the maximum value (2100 kg/ m3 ) is ensured by an increase in the concentration of bromine-containing compounds (tables 1, 2).
Совокупность компонентов смеси и экспериментально обоснованное их соотношение обеспечивает низкую температуру замерзания приготовленной жидкости глушения, минимальное отрицательное воздействие на призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин, низкую коррозионную агрессивность, пониженную вязкость и технологичность приготовления раствора. Добавка композиционной смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, спиртов, гликолей и воды - «Неонол БС-1» (или гидрофобизатор «ИВВ-1»), способствует предупреждению образования эмульсий при взаимодействии с нефтью и остаточной поровой водой, снижению набухания глинистой составляющей коллектора, в совокупности с уменьшением поверхностного натяжения на границе раздела водного раствора жидкости глушения и углеводородной фазы, что позволяет более полно удалять жидкость глушения из порового пространства пород, сохраняя фазовую проницаемость по нефти при запуске скважины в работу. Введение в состав заявленного состава жидкости глушения ингибитора коррозии «ИТПС-508 Марки В» (ТУ 2458-013-27913102-2008) позволяет снизить коррозионную агрессивность раствора при повышенных температурах (60-90°С) и исключить необходимость извлечения жидкости глушения из скважины после проведения ремонта. В результате подобранного соотношения солей в составе достижения условий перенасыщения раствора не происходит, кроме того растворение хлорида и нитрата кальция, имеющихся в составе, сопровождается интенсивным выделением тепла, поэтому введение требуемого количества компонентов в смесь не требует предварительного нагрева жидкости и их эффективное растворение происходит даже в условиях пониженных температур окружающей среды.The combination of mixture components and their experimentally substantiated ratio ensures a low freezing point of the prepared killing fluid, minimal negative impact on the bottomhole zone of production and injection wells, low corrosion aggressiveness, reduced viscosity and processability of the solution preparation. The addition of a composite mixture of non-ionic surfactants, alcohols, glycols and water - "Neonol BS-1" (or water repellent "IVV-1"), helps prevent the formation of emulsions when interacting with oil and residual pore water, reduce swelling of the clay component of the reservoir, in combination with a decrease in surface tension at the interface of the aqueous solution of the killing fluid and the hydrocarbon phase, which allows for a more complete removal of the killing fluid from the pore space of rocks, maintaining the phase permeability for oil when starting the well into operation. The introduction of the corrosion inhibitor "ITPS-508 Brand B" (TU 2458-013-27913102-2008) into the declared composition of the killing fluid allows to reduce the corrosive aggressiveness of the solution at elevated temperatures (60-90°C) and eliminate the need to extract the killing fluid from the well after repair. As a result of the selected ratio of salts in the composition, the conditions of supersaturation of the solution do not occur, in addition, the dissolution of calcium chloride and nitrate present in the composition is accompanied by intense heat release, therefore the introduction of the required amount of components into the mixture does not require preliminary heating of the liquid and their effective dissolution occurs even in conditions of low ambient temperatures.
В целях предупреждения выпадения осадков при взаимодействии заявленной технологической жидкости с нагнетаемой и пластовой водами, в качестве дополнительной добавки возможно введение в состав НТФ в количестве от 0,005 до 0,006 масс. %. Данная добавка используется для улучшения совместимости с пластовыми и нагнетаемыми водами без образования осадка, вызывающего кольматацию продуктивного горизонта и снижение притока пластового флюида в скважину. Кроме того, введение в заявляемый состав для приготовления тяжелой технологической жидкости НТФ приводит к образованию сложных комплексных соединений полиаминофосфоната с ионами кальция и цинка во внутренней координационной сфере и молекул воды, ионов хлорида и нитрата во внешней. Структура комплексов в растворе такова, что они имеют более высокую растворимость, чем комплексы, образующиеся из индивидуальных солей в водных растворах. Образование подобных комплексов высокой растворимостью обеспечивает одновременно:In order to prevent precipitation during the interaction of the claimed process fluid with the injected and formation waters, it is possible to introduce into the NTF composition as an additional additive in an amount of 0.005 to 0.006 wt.%. This additive is used to improve compatibility with formation and injected waters without the formation of sediment that causes colmatation of the productive horizon and a decrease in the inflow of formation fluid into the well. In addition, the introduction of NTF into the claimed composition for the preparation of heavy process fluid leads to the formation of complex polyaminophosphonate compounds with calcium and zinc ions in the internal coordination sphere and water molecules, chloride and nitrate ions in the external one. The structure of the complexes in the solution is such that they have a higher solubility than the complexes formed from individual salts in aqueous solutions. The formation of such complexes with high solubility simultaneously provides:
- понижение температуры замерзания за счет уменьшения центров кристаллизации и снижения рисков осадкообразования (обеспечивая хорошую совместимость жидкости глушения с пластовыми и нагнетаемыми водами);- lowering the freezing temperature by reducing the number of crystallization centers and reducing the risk of sedimentation (ensuring good compatibility of the killing fluid with formation and injection water);
- дополнительное влияние на снижение скорости коррозии за счет способности комплексов органофосфонатов адсорбироваться не только на поверхности зародышей кристаллов, но на металлических поверхностях. Образующаяся тонкая пленка затрудняет доступ кислорода к поверхности металла, вследствие чего скорость коррозии металла снижается (в частности, выделяют ингибиторы на основе комплексов органических фосфоновых кислот с цинком).- additional effect on reducing the corrosion rate due to the ability of organophosphonate complexes to adsorb not only on the surface of crystal nuclei, but also on metal surfaces. The resulting thin film hinders oxygen access to the metal surface, as a result of which the metal corrosion rate decreases (in particular, inhibitors based on complexes of organic phosphonic acids with zinc are isolated).
Таким образом, введение добавок в состав заявляемой тяжелой жидкости и смеси компонентов для ее приготовления позволяет расширить область ее применения и оказывает дополнительное положительное влияние на достигаемый технический результат.Thus, the introduction of additives into the composition of the claimed heavy liquid and the mixture of components for its preparation allows for expanding the scope of its application and has an additional positive effect on the achieved technical result.
Синергетический эффект от вводимых компонентов и их оптимальная концентрация позволяют: осуществлять приготовление жидкости глушения в закрытых помещениях, что значительно упрощает и ускоряет процесс приготовления состава, предупреждать выпадение солей металлов; длительное время сохранять свойства и хранить приготовленные жидкости глушения в технологических емкостях в условиях Крайнего Севера в связи с низкой коррозионной активностью и температурой замерзания.The synergistic effect of the introduced components and their optimal concentration allow: to prepare the killing fluid in closed rooms, which significantly simplifies and speeds up the process of preparing the composition, prevent precipitation of metal salts; to preserve the properties for a long time and store the prepared killing fluids in process tanks in the conditions of the Far North due to low corrosion activity and freezing temperature.
Процесс приготовления заявляемого состава производится путем растворения сухих компонентов в воде (поочередно или в виде готовой смеси) при этом вместо сухой формы солей бромидов возможно применение водных растворов или их смеси с концентрацией реагентов в техническом растворе в пересчете на необходимое количество сухих составляющих. Использование для приготовления заявляемого состава жидкой композиции растворов бромида кальция и бромида цинка сокращает трудоемкость и время приготовления заявленной жидкости глушения.The process of preparing the claimed composition is carried out by dissolving dry components in water (alternately or as a ready mixture), while instead of the dry form of bromide salts, it is possible to use aqueous solutions or their mixtures with the concentration of reagents in the technical solution in terms of the required amount of dry components. The use of a liquid composition of calcium bromide and zinc bromide solutions for preparing the claimed composition reduces the labor intensity and time of preparing the claimed killing fluid.
Лабораторные исследования заявляемого состава и сравниваемых вариантов проводились в равных условиях, аналогично, с применением нормативных документов API RP 39, РД 39-1-641-81, ГОСТ Р 9.905-2007 и МИ 11-64-2014. Процесс приготовления заявляемого состава производится путем смешивания компонентов.Laboratory studies of the claimed composition and the compared options were conducted under equal conditions, similarly, using the regulatory documents API RP 39, RD 39-1-641-81, GOST R 9.905-2007 and MI 11-64-2014. The process of preparing the claimed composition is carried out by mixing the components.
Пример 1 (RU 2731965 С1). В 448,33 г (24,9 масс. %) технической воды растворили при перемешивании 0,18 г (0,01 масс. %) НТФ, затем 617,57 г (34,3 масс. %) безводного нитрата кальция (марка «Премиум» производства АО «ОХК «УРАЛХИМ»). После полного растворения в раствор добавили 687,79 г (38,2 масс. %) бромида кальция дигидрат (производство Китай) и перемешивали до полного растворения. После растворения всех солей добавили 8,82 г (0,49 масс. %) этилендиамина и 37,81 г (2,1 масс. %) гидрофобизатора «Нефтенол К марки НК-40». Массовое соотношение сухого нитрата кальция к сухому бромиду кальция составило 0,9:1. Полученный раствор плотностью 1790 кг/м3 испытывали на коррозионную активность, температуру кристаллизации, условную вязкость и влияние на проницаемость кернового материала. Результаты испытаний приведены в таблице 3.Example 1 (RU 2731965 C1). 0.18 g (0.01 wt.%) of NTP were dissolved with stirring in 448.33 g (24.9 wt.%) of industrial water, then 617.57 g (34.3 wt.%) of anhydrous calcium nitrate (Premium brand, manufactured by URALCHEM JSC). After complete dissolution, 687.79 g (38.2 wt.%) of calcium bromide dihydrate (manufactured in China) were added to the solution and stirred until complete dissolution. After all the salts were dissolved, 8.82 g (0.49 wt.%) of ethylenediamine and 37.81 g (2.1 wt.%) of the water repellent Neftenol K brand NK-40 were added. The mass ratio of dry calcium nitrate to dry calcium bromide was 0.9:1. The resulting solution with a density of 1790 kg/ m3 was tested for corrosion activity, crystallization temperature, relative viscosity and effect on core material permeability. The test results are given in Table 3.
Пример 2 (SU 1836548 A3). К 22,19 масс. % технической воды при перемешивании добавляют 15,0 масс. % бромида кальция при температуре 25-30°С. Затем постепенно добавляют 57,0 масс. % бромида цинка при температуре 30°С. Полученный раствор перемешивают в течении 0,5 ч, затем добавляют 0,01 масс. % ингибитора коррозии ИКБ-4 В и 2,5 масс. % ксилозы до полного растворения. После перемешивания в течение 0,5 ч вводят 3,3 масс. % едкого натра. Полученный раствор перемешивают в течение 1 ч для равномерного распределения ингредиентов. Результаты испытаний приведены в таблице 3.Example 2 (SU 1836548 A3). 15.0 wt. % calcium bromide are added to 22.19 wt. % process water with stirring at a temperature of 25-30 °C. Then 57.0 wt. % zinc bromide are gradually added at a temperature of 30 °C. The resulting solution is stirred for 0.5 h, then 0.01 wt. % corrosion inhibitor IKB-4 B and 2.5 wt. % xylose are added until completely dissolved. After stirring for 0.5 h, 3.3 wt. % caustic soda are introduced. The resulting solution is stirred for 1 h to evenly distribute the ingredients. The test results are given in Table 3.
Пример 3 (RU 2363717 С1). В механической мешалке смешивали 544 г (43,2 масс. %) хлористого цинка, 222 г (17,6 масс. %) хлористого кальция, 222 г (17,6 масс. %) нитрата кальция, 5 г (0,4 масс. %) окиси цинка, 6 г (0,6 масс. %) ингибитора коррозии, например, смесь этилендиамина, и 1,5 г гидрофобизатора «ИВВ-1». Полученный состав растворяли в 257 мл (20,6 масс. %) воды. Результаты испытаний приведены в таблице 3.Example 3 (RU 2363717 C1). 544 g (43.2 wt.%) of zinc chloride, 222 g (17.6 wt.%) of calcium chloride, 222 g (17.6 wt.%) of calcium nitrate, 5 g (0.4 wt.%) of zinc oxide, 6 g (0.6 wt.%) of a corrosion inhibitor, such as a mixture of ethylenediamine, and 1.5 g of the water repellent "IVV-1" were mixed in a mechanical mixer. The resulting composition was dissolved in 257 ml (20.6 wt.%) of water. The test results are given in Table 3.
Пример 4. В механическую мешалку наливали 645 мл (40,06 масс. %) пресной водопроводной воды, последовательно растворяли 22 г (1,37 масс. %) бромида цинка и 7 г (0,43 масс. %) бромида кальция, добавляли 463 г (28,76 масс. %) хлорида кальция, 463 г (28,76 масс. %) безводного нитрата кальция марки «Премиум», после полного перемешивания добавляли 5 мл (0,34 масс. %) гидрофобизатора «ИВВ-1» и 5 мл (0,28 масс. %) ингибитора коррозии «ИТПС-508 Марки В». Получившийся 1000 мл рассола плотностью 1610 кг/м3, тестировали на коррозионную активность, температуру кристаллизации, условную вязкость и определение коэффициента восстановления проницаемости. Результаты испытаний представлены в таблице 3.Example 4. 645 ml (40.06 wt.%) of fresh tap water were poured into a mechanical mixer, 22 g (1.37 wt.%) of zinc bromide and 7 g (0.43 wt.%) of calcium bromide were successively dissolved, 463 g (28.76 wt.%) of calcium chloride, 463 g (28.76 wt.%) of anhydrous calcium nitrate of the Premium brand were added, after complete mixing 5 ml (0.34 wt.%) of the IVV-1 water repellent and 5 ml (0.28 wt.%) of the ITPS-508 Grade B corrosion inhibitor were added. The resulting 1000 ml of brine with a density of 1610 kg/ m3 was tested for corrosion activity, crystallization temperature, conditional viscosity and determination of the permeability recovery coefficient. The test results are presented in Table 3.
Пример 5. В механическую мешалку наливали 644,9 мл (40,054 масс. %) пресной водопроводной воды, последовательно растворяли 22 г (1,37 масс. %) бромида цинка и 7 г (0,43 масс. %) бромида кальция, добавляли 463 г (28,76 масс. %) хлорида кальция, 463 г (28,76 масс. %) безводного нитрата кальция марки «Премиум», после полного перемешивания добавляли 5 мл (0,34 масс. %) гидрофобизатора «ИВВ-1», 5 мл (0,28 масс. %) ингибитора коррозии «ИТПС-508 Марки В» и 0,1 г реагента НТФ (0,006 масс. %). Получившийся 1000 мл рассола плотностью 1610 кг/м3, тестировали на коррозионную активность, температуру кристаллизации, совместимость с пластовым флюидом и определение коэффициента восстановления проницаемости. Результаты испытаний представлены в таблице 3.Example 5. 644.9 ml (40.054 wt.%) of fresh tap water were poured into a mechanical stirrer, 22 g (1.37 wt.%) of zinc bromide and 7 g (0.43 wt.%) of calcium bromide were successively dissolved, 463 g (28.76 wt.%) of calcium chloride, 463 g (28.76 wt.%) of anhydrous calcium nitrate of the Premium brand were added, after complete mixing 5 ml (0.34 wt.%) of the IVV-1 water repellent, 5 ml (0.28 wt.%) of the ITPS-508 Brand B corrosion inhibitor and 0.1 g of the NTF reagent (0.006 wt.%) were added. The resulting 1000 ml brine with a density of 1610 kg/ m3 was tested for corrosion activity, crystallization temperature, compatibility with formation fluid, and determination of the permeability recovery coefficient. The test results are presented in Table 3.
Пример 6. В механическую мешалку наливали 635 мл (37,36 масс. %) пресной водопроводной воды, последовательно растворяли 221 г (13,00 масс. %) бромида цинка и 70 г (4,12 масс. %) бромида кальция, добавляли 382 г (22,47 масс. %) хлорида кальция, 382 г (22,47 масс. %) безводного нитрата кальция марки «Премиум», после полного перемешивания добавляли 5 мл (0,32 масс. %) поверхностно-активного вещества «Неонол БС-1» и 5 мл (0,26 масс. %) ингибитора коррозии «ИТПС-508 Марки В». Получившийся 1000 мл рассола плотностью 1700 кг/м3, исследовали по аналогии с примером 4. Результаты испытаний представлены в таблице 3.Example 6. 635 ml (37.36 wt.%) of fresh tap water were poured into a mechanical mixer, 221 g (13.00 wt.%) of zinc bromide and 70 g (4.12 wt.%) of calcium bromide were successively dissolved, 382 g (22.47 wt.%) of calcium chloride, 382 g (22.47 wt.%) of anhydrous calcium nitrate of the Premium brand were added, after complete mixing, 5 ml (0.32 wt.%) of the surfactant Neonol BS-1 and 5 ml (0.26 wt.%) of the corrosion inhibitor ITPS-508 Brand B were added. The resulting 1000 ml of brine with a density of 1700 kg/ m3 was tested by analogy with Example 4. The test results are presented in Table 3.
Пример 7. В механическую мешалку наливали 619 мл (33,45 масс. %) пресной водопроводной воды, последовательно растворяли 551 г (29,78 масс. %) бромида цинка и 174 г (9,41 масс. %) бромида кальция, добавляли 248 г (13,41 масс. %) хлорида кальция, 248 г (13,41 масс. %) безводного нитрата кальция марки «Премиум», после полного перемешивания добавляли 5 мл (0,30 масс. %) поверхностно-активного вещества «Неонол БС-1» и 5 мл (0,24 масс. %) ингибитора коррозии «ИТПС-508 Марки В». Получившийся 1000 мл рассола плотностью 1850 кг/м3, исследовали по аналогии с примером 4. Результаты испытаний представлены в таблице 3.Example 7. 619 ml (33.45 wt.%) of fresh tap water were poured into a mechanical mixer, 551 g (29.78 wt.%) of zinc bromide and 174 g (9.41 wt.%) of calcium bromide were successively dissolved, 248 g (13.41 wt.%) of calcium chloride, 248 g (13.41 wt.%) of anhydrous calcium nitrate of the Premium brand were added, after complete mixing, 5 ml (0.30 wt.%) of the surfactant Neonol BS-1 and 5 ml (0.24 wt.%) of the corrosion inhibitor ITPS-508 Brand B were added. The resulting 1000 ml of brine with a density of 1850 kg/ m3 was tested by analogy with Example 4. The test results are presented in Table 3.
Пример 8. В механическую мешалку наливали 604 мл (30,185 масс. %) пресной водопроводной воды, последовательно растворяли 882 г (44,10 масс. %) бромида цинка и 278 г (13,90 масс. %) бромида кальция, добавляли 113 г (5,65 масс. %) хлорида кальция, 113 г (5,65 масс. %) безводный нитрат кальция марки «Премиум», после полного перемешивания добавляли 5 мл (0,28 масс. %) гидрофобизатора «ИВВ-1», 5 мл (0,23 масс. %) ингибитора коррозии «ИТПС-508 Марки В» и 0,1 г реагента НТФ (0,005 масс. %). Получившийся 1000 мл рассола плотностью 2000 кг/м3, исследовали по аналогии с примером 4. Результаты испытаний представлены в таблице 3.Example 8. 604 ml (30.185 wt.%) of fresh tap water were poured into a mechanical mixer, 882 g (44.10 wt.%) of zinc bromide and 278 g (13.90 wt.%) of calcium bromide were successively dissolved, 113 g (5.65 wt.%) of calcium chloride, 113 g (5.65 wt.%) of anhydrous calcium nitrate of the Premium brand were added, after complete mixing 5 ml (0.28 wt.%) of the IVV-1 water repellent, 5 ml (0.23 wt.%) of the ITPS-508 Brand B corrosion inhibitor and 0.1 g of the NTF reagent (0.005 wt.%) were added. The resulting 1000 ml of brine with a density of 2000 kg/ m3 was tested in the same way as in example 4. The test results are presented in Table 3.
Пример 9. В механическую мешалку наливали 594 мл (28,28 масс. %) пресной водопроводной воды, последовательно растворяли 1102 г (52,48 масс. %) бромида цинка и 348 г (16,57 масс. %) бромида кальция, добавляли 23 г (1,10 масс. %) хлорида кальция, 23 г (1,10 масс. %) безводный нитрат кальция марки «Премиум», после полного перемешивания добавляли 5 мл (0,26 масс. %) поверхностно-активного вещества «Неонол БС-1» и 5 мл (0,21 масс. %) ингибитора коррозии «ИТПС-508 Марки В». Получившийся 1000 мл рассола плотностью 2100 кг/м3, исследовали по аналогии с примером 4. Результаты испытаний представлены в таблице 3.Example 9. 594 ml (28.28 wt.%) of fresh tap water were poured into a mechanical mixer, 1102 g (52.48 wt.%) of zinc bromide and 348 g (16.57 wt.%) of calcium bromide were successively dissolved, 23 g (1.10 wt.%) of calcium chloride, 23 g (1.10 wt.%) of anhydrous calcium nitrate of the Premium brand were added, after complete mixing, 5 ml (0.26 wt.%) of the surfactant Neonol BS-1 and 5 ml (0.21 wt.%) of the corrosion inhibitor ITPS-508 Brand B were added. The resulting 1000 ml of brine with a density of 2100 kg/ m3 was tested by analogy with Example 4. The test results are presented in Table 3.
Пример 10. В механическую мешалку наливали 593,9 мл (28,275 масс. %) пресной водопроводной воды, последовательно растворяли 1102 г (52,48 масс. %) бромида цинка и 348 г (16,57 масс. %) бромида кальция, добавляли 23 г (1,10 масс. %) хлорида кальция, 23 г (1,10 масс. %) безводный нитрат кальция марки «Премиум», после полного перемешивания добавляли 5 мл (0,26 масс. %) поверхностно-активного вещества «Неонол БС-1», 5 мл (0,21 масс. %) ингибитора коррозии «ИТПС-508 Марки В» и 0,1 г реагента НТФ (0,005 масс. %). Получившийся 1000 мл рассола плотностью 2100 кг/м3, исследовали по аналогии с примером 4. Результаты испытаний представлены в таблице 3.Example 10. 593.9 ml (28.275 wt.%) of fresh tap water were poured into a mechanical stirrer, 1102 g (52.48 wt.%) of zinc bromide and 348 g (16.57 wt.%) of calcium bromide were successively dissolved, 23 g (1.10 wt.%) of calcium chloride, 23 g (1.10 wt.%) of Premium grade anhydrous calcium nitrate were added, after complete mixing, 5 ml (0.26 wt.%) of Neonol BS-1 surfactant, 5 ml (0.21 wt.%) of ITPS-508 Brand B corrosion inhibitor and 0.1 g of NTF reagent (0.005 wt.%) were added. The resulting 1000 ml of brine with a density of 2100 kg/ m3 was tested in the same way as in example 4. The test results are presented in Table 3.
По данным, приведенным в таблице 3, можно отметить, что использование заявляемой технологической жидкости позволяет получить растворы с более низкой температурой кристаллизации по сравнению с прототипом, низкой коррозионной агрессивностью, без образования осадка при взаимодействии с пластовыми флюидами и расширить ее применимость, позволяет исключить необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами благодаря применению оптимизирующих добавок.According to the data presented in Table 3, it can be noted that the use of the claimed process fluid allows obtaining solutions with a lower crystallization temperature compared to the prototype, low corrosive aggressiveness, without the formation of sediment when interacting with formation fluids and expands its applicability, allows eliminating irreversible clogging of formation pores with solid particles due to the use of optimizing additives.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2830850C1 true RU2830850C1 (en) | 2024-11-26 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4292183A (en) * | 1978-12-13 | 1981-09-29 | Great Lakes Chemical Corporation | High-density fluid compositions |
| SU1836548A3 (en) * | 1991-11-11 | 1993-08-23 | Bcecoюзhый Haучho-Иccлeдobateльckий И Пpoekthый Иhctиtуt Пo Kpeплehию Ckbaжиh И Буpobыm Pactbopam | Fluid for ejection and repair of bore-holes |
| RU2363717C1 (en) * | 2007-12-25 | 2009-08-10 | Сергей Александрович Рябоконь | Composition for preparing process liquid for completion and repair of oil and gas wells |
| RU2659046C1 (en) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of damping oil and gas wells |
| RU2659440C1 (en) * | 2017-07-04 | 2018-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone |
| RU2731965C1 (en) * | 2019-09-09 | 2020-09-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Heavy process fluid for killing wells, composition and method for preparation thereof |
| RU2782915C1 (en) * | 2021-11-09 | 2022-11-07 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1600 kg/m3 |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4292183A (en) * | 1978-12-13 | 1981-09-29 | Great Lakes Chemical Corporation | High-density fluid compositions |
| SU1836548A3 (en) * | 1991-11-11 | 1993-08-23 | Bcecoюзhый Haучho-Иccлeдobateльckий И Пpoekthый Иhctиtуt Пo Kpeплehию Ckbaжиh И Буpobыm Pactbopam | Fluid for ejection and repair of bore-holes |
| RU2363717C1 (en) * | 2007-12-25 | 2009-08-10 | Сергей Александрович Рябоконь | Composition for preparing process liquid for completion and repair of oil and gas wells |
| RU2659440C1 (en) * | 2017-07-04 | 2018-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Composition for acid treatment of bottomhole formation zone |
| RU2659046C1 (en) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method of damping oil and gas wells |
| RU2731965C1 (en) * | 2019-09-09 | 2020-09-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Heavy process fluid for killing wells, composition and method for preparation thereof |
| RU2782915C1 (en) * | 2021-11-09 | 2022-11-07 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1600 kg/m3 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11268005B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
| JP2020532627A (en) | Enhanced high temperature crosslinked crushing fluid | |
| RU2365612C1 (en) | Composition for preparation of technological liquid for completion and reparing of oil and gas wells | |
| RU2830850C1 (en) | HEAVY KILLING FLUID WITHOUT SOLID PHASE WITH DENSITY OF UP TO 2,100 kg/m3 | |
| RU2291181C1 (en) | COMPOSITION FOR PREPARING SOLID PHASE-FREE PROCESS FLUIDS (DENSITY UP TO 1600 kg/m3) DESIGNED FOR COMPLETING AND REPAIRING OIL AND GAS WELLS | |
| US10759985B2 (en) | High density aqueous well fluids | |
| RU2616923C1 (en) | Acid composition for treatment of terrigenous reservoir bottomhole formation zone with high carbonateness | |
| RU2272904C1 (en) | Dry acid composition to process terrigenous reservoirs and to remove clay from well bottom zone | |
| RU2423405C1 (en) | Composition for preparing high-density non-solid phase process liquids | |
| RU2519019C1 (en) | Composition for preparation of heavy process liquid for completion and repair of oil and gas wells | |
| RU2614994C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone | |
| RU2744224C1 (en) | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells | |
| RU2681132C1 (en) | Composition for the chemical treatment of the wellbore zone of the reservoir | |
| RU2782915C1 (en) | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1600 kg/m3 | |
| US20150159072A1 (en) | Oxygen scavenger for drilling fluids | |
| RU2813763C1 (en) | Heavy process fluid, composition and method for its preparation, method of killing wells with heavy process fluid | |
| RU2799300C1 (en) | Intensifying composition based on surfactants and complexing agents for carbonate and mixed reservoirs | |
| RU2817459C1 (en) | Heavy process fluid, composition and method for its preparation, method of well killing with heavy process fluid | |
| RU2387687C2 (en) | Method for preparing process liquids of oil and gas wells | |
| RU2786901C1 (en) | Intensifying dry acid composition for high-temperature carbonate and mixed reservoirs | |
| RU2717850C1 (en) | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant | |
| RU2752461C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of collectors | |
| RU2778752C1 (en) | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 | |
| RU2071547C1 (en) | Compound for isolation of absorption zones and method of its production | |
| RU2731965C1 (en) | Heavy process fluid for killing wells, composition and method for preparation thereof |