SU1629308A1 - Inventor emulasion for killing and completion of wells - Google Patents
Inventor emulasion for killing and completion of wells Download PDFInfo
- Publication number
- SU1629308A1 SU1629308A1 SU884467102A SU4467102A SU1629308A1 SU 1629308 A1 SU1629308 A1 SU 1629308A1 SU 884467102 A SU884467102 A SU 884467102A SU 4467102 A SU4467102 A SU 4467102A SU 1629308 A1 SU1629308 A1 SU 1629308A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- sludge
- production
- killing
- composition
- completion
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 7
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 7
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 claims abstract 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000003879 lubricant additive Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 3
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 abstract description 3
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 abstract description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 2
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 101000640020 Homo sapiens Sodium channel protein type 11 subunit alpha Proteins 0.000 description 1
- 102100033974 Sodium channel protein type 11 subunit alpha Human genes 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефт ной и газовой пром-сти и предназначено дл глушени и заканчивани скважин. Изобретение относитс к нефт ной и газовой промышленности, а именно к гидрофобным эмульси м, примен емым при глушении и заканчивании скв / ин. Цель изобретени - улучшение ее качества за счет снижени показател фильтрации, повышени ее устойчивости при одновременном расширении сырьевой базы и удешевлении состава. Поставленна цель достигаетс тем, что дл приготовлени инвертной дисперсии , содержащей воду, в качестве Цель - улучшение качества эмульсии дл глушени и заканчивани скважин за счет снижени показател фильтрации , повышени ее устойчивости при одновременном расширении сырьевой базы и удешевлении состава. Дл приготовлени инвертной эмульсии, содержащей воду, в качестве углеводородной жидкости и эмульгатора-стабилизатора используют шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам. Соотношение компонентов в эмульсии следующее, ofi.Z: шлам от производства сульфонатных присадок к смаэочным маслам 20-90; водна фаза 10-80. Шлам представл ет собой мелкодисперсную систему плотностью 920-1200 кг/ма от светло-коричневого до черного цвета следующего состава, мас.%: углеводородна жидкость 10-30, сульфонат кальци 20-30, карбонат кальци 15-40, гидроксид кальци 0,3- 3,0, вода остальное. В качестве водной фазы исполь зуетс пресна или минерализованна вода. 1 табл. углеводородной жидкости и эмульгато- ра-стабили затора используют шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам. Шлам от производства сульфонатной присадки представл ет собой мелкодисперсную систему плотностью 920- 1200 кг/мэ от светло-коричневого до черного цвета следующего состава, мас.%: Углеводородна жидкость10-30 с S (Я С5 ND со со о ооThe invention relates to the oil and gas fields and is intended for killing and completion of wells. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to hydrophobic emulsions used in the killing and completion of SLE / in. The purpose of the invention is to improve its quality by reducing the filtration rate, increasing its stability while simultaneously expanding the raw material base and making the composition cheaper. The goal is achieved in order to prepare an invert dispersion containing water, as the Goal is to improve the quality of the emulsion for killing and completing wells by reducing the filtration rate, increasing its stability while expanding the raw material base and cheapening the composition. To prepare an invert emulsion containing water, sludge from the production of sulphonate lubricant additives is used as a hydrocarbon liquid and emulsifier-stabilizer. The ratio of components in the emulsion is the following, ofi.Z: sludge from the production of sulphonate additives to lubricating oils 20-90; aqueous phase 10-80. The slurry is a light dispersed system with a density of 920-1200 kg / ma from light brown to black color of the following composition, wt.%: Hydrocarbon liquid 10-30, calcium sulfonate 20-30, calcium carbonate 15-40, calcium hydroxide 0.3 - 3.0, water the rest. Fresh or saline water is used as the aqueous phase. 1 tab. hydrocarbon liquids and emulsifier-stabilizers use sludge from the production of sulfonate additives for lubricating oils. The sludge from the production of the sulfonate additive is a fine dispersed system with a density of 920-1200 kg / me from light brown to black color of the following composition, wt.%: Hydrocarbon liquid 10-30 with S (I C5 ND with o oo
Description
Суль4юнат кальци 20-30 Карбонат кальци 15-40 Гидроксид кальци 0, Вода7-50Calcium sulfate 20-30 Calcium carbonate 15-40 Calcium hydroxide 0, Water 7-50
В качестве водной фазы состава ис пользуют пресную или минерализованную воду,содержащую растворимые соли Са2(; Mg2-1 , Na, К+ и других металлов, или пластовую воду.As the aqueous phase of the composition, fresh or saline water containing soluble Ca2 salts (; Mg2-1, Na, K + and other metals, or produced water) is used.
Инвертную «эмульсию готов т следующим , обр аз ом.An invert "emulsion is prepared as follows, ohm.
В емкости, оборудованной перемешивающим устройством, в заданном количестве воды при перемешивании раствор ют расчетное количество неорганических солей (CaCl.,, NaCl, KC1 и др.) В другую емкость закачивают расчетное количество шлама, а затем медленно в течение 20-40 мин ввод т при интенсивном перемешивании водный раствор из первой емкости. После смешивани всего объема жидкостей полученную эмульсию перемешивают еще 20-40 мин до полной гомогенизации. В лабораторных услови х провод т стандартные испытани эмульсии при различных соотношени х компонентов дл оценки технологических параметров.In a tank equipped with a stirrer, the calculated amount of inorganic salts (CaCl., NaCl, KC1, etc.) is dissolved in a given amount of water with stirring. The estimated amount of sludge is pumped into another tank, and then slowly for 20-40 min. with vigorous stirring, an aqueous solution from the first tank. After mixing the entire volume of liquids, the resulting emulsion is stirred for another 20-40 minutes until complete homogenization. Under laboratory conditions, standard emulsion tests are performed at various ratios of components to evaluate process parameters.
Условную в зкость эмульсии определ ют на вискозиметре, статическое напр жение сдвига - на приборе СНС-2, показатель фильтрации на фильтр-прессе ПФП-200 ( мин), седимента- шюнную устойчивость оценивают по котангенсу угла наклона (Ц) зависимости высоты столба отслоившейс непрерывной фазы от времени.The conditional viscosity of the emulsion is determined on a viscometer, the static shear stress on the SNS-2 instrument, the filtration rate on the PFP-200 filter press (min), and the sediment-Schun resistance is estimated by the cotangent of the slope angle (C) depending on the height of the exfoliated continuous phases from time to time.
Дл испытани используют шлам от прбизводства сульфонатньгх присадок плотностью 960 кг/м 5, мас.%; углеводородна жидкость 21; сульфонат кальци 27; карбонат кальци 28; гидро- ксид кальци 1; вода 23.For testing, sludge from the production of sulfonate additives with a density of 960 kg / m 5, wt.%; hydrocarbon liquid 21; calcium sulfonate 27; calcium carbonate 28; calcium hydroxide 1; water 23.
Пример 1. Дл глушени газовой скважины необходимо приготовить 4 м инвертной эмульсии плотностью 964 кг/м3. Дл этого расходуетс 3,6 м(90%) шлама от производства v сульфонатных присадок плотностью 960 кг/м3 и 0,4 и3 (10%) пресной воды . Дисперсию готов т с помощью цементировочного агрегата ПД 320 путем ввода в мерные емкости со шламом расчетного количества воды при перемешивании на себ в течение 1-2 ч.Example 1. To kill a gas well, it is necessary to prepare a 4 m invert emulsion with a density of 964 kg / m3. For this purpose, 3.6 m (90%) of sludge from the production of v sulfate additives with a density of 960 kg / m3 and 0.4 and 3 (10%) of fresh water is consumed. Dispersion is prepared using PD 320 cementing unit by entering the calculated amount of water into measured containers with sludge with stirring for 1-2 hours.
Пример 2. При требуемой плотности жидкости дл глушени 1212 кг/мExample 2. At the required density of the killing fluid, 1212 kg / m
00
00
5five
00
5five
00
5five
00
5five
готов т инвертную эмульсию следующего состава,%: шлам 40; водна фаза (раствор СаС1.2илотностью 1380 кг/м3) 60. Дл затворени СаС в мерную емкость агрегата подают воду и при перемешивании ввод т расчетное количество CaCl. Дальнейшее приготовление инвертной дисперсии аналогично примеру 1. Ipreparing an invert emulsion of the following composition,%: sludge 40; water phase (CaC1.2 solution and 1380 kg / m3) 60. To add CaC, water is supplied to the measuring capacity of the unit and the calculated amount of CaCl is introduced with stirring. Further preparation of the invert dispersion is similar to example 1. I
Пример 3. Дл глушени нефт ной скважины необходима жидкость плотностью 992 кг/м . С целью предотвращени интенсивного смешени инвертной эмульсии с нефтью в процессе закачки в зону перфорации готов т жидкость глушени с повышенными структурно-механическими свойствами следующего состава,%: шлам 20; вода 80.Example 3. A fluid density of 992 kg / m is required to kill an oil well. In order to prevent intensive mixing of the invert emulsion with oil during injection into the perforation zone, a killing liquid is prepared with enhanced structural and mechanical properties of the following composition,%: slurry 20; water 80.
Составы инвертных эмульсий и результаты испытаний представлены в таблице.The compositions of invert emulsions and the test results are presented in the table.
Из данных таблицы следует, что оптимальна концентраци водной фазы 10-80%. При концентрации менее 10% полученна эмульси не обладает достаточными тиксотропными свойствами , в результате чего происходит расслоение состава, сопровождающеес частичным осаждением карбоната кальци и отделением части углеводородной фазы. Содержание воды более 80% приводит к чрезмерному увеличению з зкости и ухудшению прокачиваемости.From the table it follows that the optimum concentration of the aqueous phase is 10-80%. At a concentration of less than 10%, the resulting emulsion does not possess sufficient thixotropic properties, as a result of which a separation of the composition occurs, accompanied by partial precipitation of calcium carbonate and separation of part of the hydrocarbon phase. A water content of more than 80% leads to an excessive increase in viscosity and poor pumpability.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884467102A SU1629308A1 (en) | 1988-07-27 | 1988-07-27 | Inventor emulasion for killing and completion of wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884467102A SU1629308A1 (en) | 1988-07-27 | 1988-07-27 | Inventor emulasion for killing and completion of wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1629308A1 true SU1629308A1 (en) | 1991-02-23 |
Family
ID=21392545
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU884467102A SU1629308A1 (en) | 1988-07-27 | 1988-07-27 | Inventor emulasion for killing and completion of wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1629308A1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136717C1 (en) * | 1997-12-03 | 1999-09-10 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий "ТюменНИИГипрогаз" | Fluid for completing and killing gas wells |
| RU2167181C2 (en) * | 1999-07-27 | 2001-05-20 | Предприятие "Астраханьгазпром" ОАО "Газпром" | Composition for performance of repair and isolating operations in well |
| RU2201498C2 (en) * | 2001-04-04 | 2003-03-27 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | Fluid to kill and conserve wells |
| RU2263700C1 (en) * | 2004-06-03 | 2005-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Hydrophobic emulsion |
| RU2276180C2 (en) * | 2001-07-17 | 2006-05-10 | Григорий Степанович Поп | Composition for killing and completion of wells |
| RU2319539C1 (en) * | 2006-12-29 | 2008-03-20 | Муайед Джордж Шабо | Lightened invert dispersion for boring, killing, and repairing wells |
| RU2346149C2 (en) * | 2006-11-28 | 2009-02-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of killing low-temperature gas condensate well |
-
1988
- 1988-07-27 SU SU884467102A patent/SU1629308A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидро- фобиоэмульсионные буровые растворы. - М.: Недра, 1983. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. - Л.: Хими , 1981. Авторское свидетельство СССР № 1310418, кл. С 09 К 7/02, 1987. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136717C1 (en) * | 1997-12-03 | 1999-09-10 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий "ТюменНИИГипрогаз" | Fluid for completing and killing gas wells |
| RU2167181C2 (en) * | 1999-07-27 | 2001-05-20 | Предприятие "Астраханьгазпром" ОАО "Газпром" | Composition for performance of repair and isolating operations in well |
| RU2201498C2 (en) * | 2001-04-04 | 2003-03-27 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Бурение" | Fluid to kill and conserve wells |
| RU2276180C2 (en) * | 2001-07-17 | 2006-05-10 | Григорий Степанович Поп | Composition for killing and completion of wells |
| RU2263700C1 (en) * | 2004-06-03 | 2005-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Hydrophobic emulsion |
| RU2346149C2 (en) * | 2006-11-28 | 2009-02-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of killing low-temperature gas condensate well |
| RU2319539C1 (en) * | 2006-12-29 | 2008-03-20 | Муайед Джордж Шабо | Lightened invert dispersion for boring, killing, and repairing wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Bancroft | The theory of emulsification, V | |
| CA2232490C (en) | Natural surfactant with amines and ethoxylated alcohol | |
| CA2243054C (en) | Multiple emulsion and method for preparing same | |
| US2862881A (en) | Water-in-oil emulsion well fluid, methods of using and preparing same | |
| DE1495615A1 (en) | Rust-inhibiting ash-free additives | |
| SU1629308A1 (en) | Inventor emulasion for killing and completion of wells | |
| DE2942122C2 (en) | ||
| DE2827168C2 (en) | ||
| CA2051279C (en) | Improved overbased calcium sulfonate | |
| US4781845A (en) | Hydrocarbon gellant | |
| GB1601174A (en) | Combustible emulsions or dispersions | |
| US1373661A (en) | Emulsion and method of producing it | |
| EP0245157A1 (en) | Emulsifying composition, and reverse emulsion containing the same | |
| JPH048480B2 (en) | ||
| RU2167181C2 (en) | Composition for performance of repair and isolating operations in well | |
| SU1745747A1 (en) | Water-in-oil emulsion for killing and completion of wells | |
| RU2114889C1 (en) | Emulsion drilling mud | |
| SU1273373A1 (en) | Emulsion drilling mud | |
| RU2271378C2 (en) | Multiple-purpose reagent for process liquids used in boring operation and in pullout of holes | |
| RU2199570C1 (en) | Complex-action reagent for process fluids employed in boring and major repair of wells | |
| SU1073274A1 (en) | Hydrocarbon-base drilling mud | |
| SU1361165A1 (en) | Drilling mud | |
| SU1196369A1 (en) | Lubricating composition for drilling muds | |
| DE3880454T2 (en) | CEMENT COMPOSITION WITH LOW VISCOSITY. | |
| SU956765A1 (en) | Thickened liquid and method of producing the same |