UA69400C2 - Fluid for well suppression - Google Patents
Fluid for well suppression Download PDFInfo
- Publication number
- UA69400C2 UA69400C2 UA2000084822A UA200084822A UA69400C2 UA 69400 C2 UA69400 C2 UA 69400C2 UA 2000084822 A UA2000084822 A UA 2000084822A UA 200084822 A UA200084822 A UA 200084822A UA 69400 C2 UA69400 C2 UA 69400C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- savenol
- well
- sodium hydroxide
- prevocel
- neonol
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 4
- 230000001629 suppression Effects 0.000 title abstract 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 45
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 8
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 241001493096 Apple stem pitting virus Species 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 2
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Опис винаходуDescription of the invention
Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до глушіння свердловин та їх обробок 2 поверхнево-активними речовинами.The invention relates to the oil and gas production industry, namely to plugging wells and their treatment with 2 surface-active substances.
Відомий спосіб глушіння свердловини, що передбачає використання розчину хлориду натрію або кальцію з введенням 0,05-0,390 неіоногенної поверхнево-активної речовини типу ОП-10, превоцелу, неонолу та інших (Довідник з нафтогазової справи /за ред. В.С.Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С.Яремійчука.- К.: Львів, 1996. -There is a well-known method of plugging a well, which involves the use of a solution of sodium or calcium chloride with the introduction of 0.05-0.390 of a nonionic surfactant such as OP-10, prevocel, neonol, and others (Handbook on oil and gas affairs / edited by V.S. Boyka, R.M. Kondrat, R.S. Yaremiychuk. - K.: Lviv, 1996. -
Стор.419). Введення НПАР у склад рідини сприяє поліпшенню стабілізуючої здатності та підвищенню поверхневої активності рідини для глушіння, що позитивно впливає на колекторські властивості продуктивних пластів. Однак, вказаний розчин має деякі недоліки. По-перше, він володіє недостатніми нафтовідмиваючими властивостями. Особливо цей фактор стає важливим при глушінні свердловин, що характеризуються асфальтосмолопарафінистими відкладами (АСПВ) на поверхні підземного обладнання. При проведенні підземного чи капітального ремонту свердловини це призводить до ускладнення підйомних робіт, екологічного забруднення присвердловинної ділянки, необхідності проведення додаткових робіт по очистці насосно-компресорних труб від АСПВ. По-друге, вказаний розчин володіє недостатніми відновлюючими властивостями при попаданні у нафтонасичені пласти.Page 419). The introduction of NPAR into the liquid composition improves the stabilizing ability and increases the surface activity of the liquid for quenching, which has a positive effect on the collector properties of productive reservoirs. However, this solution has some drawbacks. Firstly, it has insufficient oil-washing properties. This factor is especially important when plugging wells characterized by asphalt-tar-paraffin deposits (ASPV) on the surface of underground equipment. When carrying out underground or capital repair of a well, this leads to the complication of lifting works, environmental pollution of the area near the well, the need for additional work to clean pump-compressor pipes from ASPV. Secondly, the indicated solution has insufficient regenerating properties when it gets into oil-saturated formations.
Метою запропонованого винаходу є створення рідини для глушіння свердловини, в якому за рахунок використання нових реагентів досягається більш краще відновлення проникності продуктивних пластів, забезпечується проведення ремонту свердловини без ускладнень та екологічного забруднення території.The purpose of the proposed invention is to create a fluid for blocking the well, in which, due to the use of new reagents, a better recovery of the permeability of the productive layers is achieved, the repair of the well is ensured without complications and environmental pollution of the territory.
Це досягається шляхом додаткового введення у суміш пластової води та неіоногенної поверхнево-активної речовини савенолу та гідрооксиду натрію при наступному співвідношенні компонентів, мас.9о: жиринокс, або ріпокс, або превоцел, або неонол 0,05-3 с савенол 0,05-3 Го) гідрооксид натрію 0,1-2 пластова вода решта, при цьому у випадку значної приймальності свердловин розчин додатково містить 0,05-0,595 поліакриламіду. | «в)This is achieved by additional introduction into the mixture of formation water and nonionic surfactant savenol and sodium hydroxide at the following ratio of components, mass.9o: zhirinox, or ripox, or prevocel, or neonol 0.05-3 s savenol 0.05-3 Go) sodium hydroxide 0.1-2 reservoir water the rest, while in the case of significant acceptability of the wells, the solution additionally contains 0.05-0.595 polyacrylamide. | "in)
Використання запропонованої рідини дозволяє покращити процес глушіння свердловини при проведенні о ремонту за рахунок відмиву асфальтосмолопарафінистих відкладів з поверхні підземного обладнання ще у стовбурі свердловини, збільшити коефіцієнт відновлення проникності нафтонасичених пластів, покращити умови Ж роботи бригади підземного та капітального ремонту свердловин, не допустити екологічного забруднення Фу присвердловинної ділянки.The use of the proposed liquid makes it possible to improve the well plugging process during repair by washing away asphalt-tar-paraffin deposits from the surface of the underground equipment in the wellbore, to increase the coefficient of recovery of the permeability of oil-saturated formations, to improve the working conditions of the underground and major well repair crew, to prevent environmental pollution of the near-well water areas
Відмив асфальтосмолопарафінистих відкладів запропонованою рідиною досягається за рахунок кращих (Се) нафтовідмиваючих властивостей. Так, експериментальними дослідженнями на моделі пласта при використанні нафти Рибальського родовища встановлено, що відомий розчин, який містить 0,295 превоцелу МО-12 на пластовій воді забезпечує витіснення 12,495 залишкової нафти. В той же час рідина, що містить 0,296 превоцелу «Washing of asphalt-tar-paraffin deposits with the proposed liquid is achieved due to better (Se) oil-washing properties. Thus, experimental studies on a reservoir model using oil from the Rybalsky field established that a well-known solution containing 0.295 prevocel MO-12 in formation water ensures the displacement of 12.495 residual oil. At the same time, a liquid containing 0.296 prevocel "
МОо-12, 0,295 савенолу та 195 гідрооксиду натрію на пластовій воді в тих же умовах забезпечує витіснення 31,79 залишкової нафти. В умовах відкладень АСПВ на поверхні обладнання, до яких є кращий доступ, їх відмив буде - с ще кращим. Таким чином, заповнення стовбура свердловини запропонованою рідиною дозволить, в основному, ч ліквідовувати АСПВ на поверхні обладнання, що відповідно при підйомі НКТ дозволить отримувати відносно я чисті труби. А це відповідно дозволяє проводити їх підйом без ускладнень, забезпечує екологічну ситуацію навколо свердловини у задовільному стані завдяки непопаданню нафти та відкладів на поверхню грунту, покращує умови роботи бригади завдяки чистоті труб та відсутності додаткової підготовки НКТ до повторного б» опускання (необхідність у пропарці труб для зняття АСПВ відпадає). со В процесі ремонту свердловини рідина глушіння може попадати у продуктивний пласт, що призводить до погіршення її колекторських властивостей. Наприклад, після нагнітання пластової води у нафтонасичений керн з ве початковою проникністю 0,0012мкм2 коефіцієнт відновлення проникності складає 68,395. Використання відомого о 20 розчину для глушіння (0,295 превоцелу на пластовій воді) дозволяє збільшити коефіцієнт відновлення до 79,795.MOo-12, 0.295 savenol and 195 sodium hydroxide on reservoir water under the same conditions ensures the displacement of 31.79 residual oil. In conditions of ASPV deposits on the surface of the equipment, to which there is better access, their washing will be even better. Thus, filling the wellbore with the proposed liquid will allow, mainly, to eliminate the ASPV on the surface of the equipment, which, accordingly, when lifting the tubing, will allow obtaining relatively clean pipes. And this, accordingly, allows them to be lifted without complications, ensures the ecological situation around the well is in a satisfactory state due to the fact that oil and deposits do not fall on the surface of the soil, improves the working conditions of the crew due to the cleanliness of the pipes and the absence of additional preparation of the tubing for repeated lowering (the need to steam the pipes for the withdrawal of ASPV is canceled). co. In the process of repairing a well, the squelch liquid can get into the productive layer, which leads to the deterioration of its collector properties. For example, after injection of reservoir water into an oil-saturated core with an initial permeability of 0.0012 μm2, the permeability recovery coefficient is 68.395. The use of the known about 20 quenching solution (0.295 Prevocel in formation water) allows to increase the recovery factor to 79.795.
Застосування запропонованої рідини (0,295 превоцелу, 0,295 савенолу, 195 гідрооксиду натрію на пластовій воді) ме, дозволяє покращити коефіцієнт відновлення проникності до 85,2905, тобто на 5,595. А це в кінцевому результаті дозволяє мінімально втрачати видобуток нафти після ремонту свердловини. У випадку наявності АСПВ у привибійній зоні коефіцієнт відновлення буде переважати 10095 за рахунок виносу АСПВ та відновлення 25 природної проникності пласта.The use of the proposed liquid (0.295 prevocel, 0.295 savenol, 195 sodium hydroxide on formation water) me allows to improve the coefficient of recovery of permeability to 85.2905, i.e. by 5.595. And this, in the final result, allows minimal loss of oil production after the repair of the well. In the case of the presence of ASPV in the near-outbreak zone, the recovery coefficient will exceed 10095 due to the removal of ASPV and the restoration of 25 natural permeability of the reservoir.
Ф! Технологія використання запропонованої рідини полягає в наступному. Завчасно готують рідину для глушіння. Для цього послідовно у пластовій воді розчиняють жиринокс (або ріпокс, або превоцел, або неонол), о савенол та гідрооксид натрію. При незначному відкладенні АСПВ готують розчин, що містить 0,05-0,1906 НПАР, 0,05-0,190 савенолу, та 0,1-0,590 гідрооксиду натрію. При значних відкладах готують розчин, що містить 0,1-1905 60 НПАР, 0,1-195 савенолу та 0,5-1965 гідрооксиду натрію. При ускладнених роботах готують концентрований розчин, що містить 1-395 НПАР, 1-395 савенолу та 1-295 гідрооксиду натрію. Для свердловин із великою приймальністю або сильним поглинанням у рідину додатково вводять 0,05-0,595 поліакриламіду, що дозволяє зменшити кількість рідини, що проникає у продуктивний пласт. Після приготування рідини, заповнюють нею стовбур свердловини. При необхідності витримують 1-24 години або здійснюють циркуляцію розчину для кращого бо відмиву АСПВ. Після цього приступають до ремонту свердловини. Приклади приготування запропонованої рідини: -Д-F! The technology of using the proposed liquid is as follows. A liquid for jamming is prepared in advance. To do this, Zhirinox (or Ripox, or Prevocel, or Neonol), Savenol, and sodium hydroxide are dissolved sequentially in formation water. With a slight deposition of ASPV, prepare a solution containing 0.05-0.1906 NPAR, 0.05-0.190 savenol, and 0.1-0.590 sodium hydroxide. For significant deposits, prepare a solution containing 0.1-1905 60 NPAR, 0.1-195 savenol and 0.5-1965 sodium hydroxide. For complicated work, prepare a concentrated solution containing 1-395 NPAR, 1-395 savenol and 1-295 sodium hydroxide. For wells with high acceptability or strong absorption, 0.05-0.595 polyacrylamide is additionally injected into the liquid, which allows to reduce the amount of liquid penetrating into the productive layer. After preparing the liquid, fill the well barrel with it. If necessary, hold for 1-24 hours or circulate the solution for better washing of ASPV. After that, they begin to repair the well. Examples of preparation of the proposed liquid: -D-
Приклад 1. У 99,7г ( 99,7мас.9У5) пластової води послідовно розчиняють 0,1г (0,їмас.9о) поліакриламіду, 0,О5г (0,05мас.бо) жириноксу, О,05г (0,О05мас.бо) савенолу та 0,1г (0О,Тмас.бо) сухого гідрооксиду натрію.Example 1. In 99.7g (99.7wt.9U5) of reservoir water, 0.1g (0.9wt.wt.) of polyacrylamide, 0.05g (0.05wt.bo) zhirinox, 0.05g (0.005wt. bo) of savenol and 0.1 g (0O,Tmas.bo) of dry sodium hydroxide.
Приклад 2. У 98,6г (98,б6мас.бо) пластової води послідовно розчиняють 0,2г (0,2мас.9о) превоцелу МО-12, 0,2г (О,2мас.бо) савенолу та 1г (Імас.9о) сухого гідрооксиду натрію.Example 2. 0.2g (0.2wt.9o) prevocel MO-12, 0.2g (0.2wt.bo) savenol and 1g (Imas.9o) are successively dissolved in 98.6g (98.b6wt.bo) of reservoir water ) of dry sodium hydroxide.
Приклад 3. У 92г (92мас.9Уо) пластової води, підігрітої до 50-60"С, послідовно розчиняють Зг (Змас.9о) неонолу АФо-12,3г (Змас.9о) савенолу та 2г (2мас.бо) сухого гідрооксиду натрію.Example 3. In 92g (92wt.9Uo) of reservoir water heated to 50-60"C, successively dissolve 3g (wt.9o) of neonol AFo-12.3g (wt.9o) savenol and 2g (2wt.bo) of dry hydroxide sodium
Суттєвими відмінностями запропонованої рідини для глушіння свердловини від відомої є: 1) рідина додатково містить 0,05-39о савенолу; 76 2) рідина додатково містить 0,1-295 гідрооксиду натрію;The essential differences between the proposed liquid for blocking the well and the known one are: 1) the liquid additionally contains 0.05-39o savenol; 76 2) the liquid additionally contains 0.1-295 sodium hydroxide;
З) рідина додатково містить 0,05-0,590 поліакриламіду.C) the liquid additionally contains 0.05-0.590 polyacrylamide.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2000084822A UA69400C2 (en) | 2000-08-14 | 2000-08-14 | Fluid for well suppression |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2000084822A UA69400C2 (en) | 2000-08-14 | 2000-08-14 | Fluid for well suppression |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA69400C2 true UA69400C2 (en) | 2004-09-15 |
Family
ID=74844370
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA2000084822A UA69400C2 (en) | 2000-08-14 | 2000-08-14 | Fluid for well suppression |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA69400C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2548076C2 (en) * | 2013-02-26 | 2015-04-10 | Миррико Холдинг ЛТД | Cleaning method for tanks intended for oil and oil products storage and transportation |
| RU2548077C2 (en) * | 2013-03-12 | 2015-04-10 | Миррико Холдинг ЛТД | Cleaning method for tanks intended for oil and oil products storage and transportation at negative values of ambient air temperature |
-
2000
- 2000-08-14 UA UA2000084822A patent/UA69400C2/en unknown
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2548076C2 (en) * | 2013-02-26 | 2015-04-10 | Миррико Холдинг ЛТД | Cleaning method for tanks intended for oil and oil products storage and transportation |
| RU2548077C2 (en) * | 2013-03-12 | 2015-04-10 | Миррико Холдинг ЛТД | Cleaning method for tanks intended for oil and oil products storage and transportation at negative values of ambient air temperature |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Portier et al. | Chemical stimulation techniques for geothermal wells: experiments on the three-well EGS system at Soultz-sous-Forêts, France | |
| EP2970742B1 (en) | Composition and method for remediation of near wellbore damage | |
| US7691790B2 (en) | Composition and process for enhanced oil recovery | |
| Mahmoud et al. | High-temperature laboratory testing of illitic sandstone outcrop cores with HCl-alternative fluids | |
| US20020125010A1 (en) | Water-in-oil microemulsions useful for oil field or gas field applications and methods for using the same | |
| EA006086B1 (en) | Method for completing injection wells | |
| DE112010004042T5 (en) | Hydrocarbon operating fluids and methods for their use | |
| NO326471B1 (en) | treatment Mixture | |
| MY135450A (en) | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations | |
| EA003685B1 (en) | Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids | |
| US20080312108A1 (en) | Compositions and process for recovering subterranean oil using green non-toxic biodegradable strong alkali metal salts of polymerized weak acids | |
| NO322161B1 (en) | Method for improving the permeability of a petroleum-containing subsurface formation | |
| RU2656282C2 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
| CN104284961A (en) | Desorbents for enhanced recovery of crude oil | |
| US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
| US3690376A (en) | Oil recovery using steam-chemical drive fluids | |
| DE112010004045T5 (en) | Hydrocarbon operating fluids and methods for their use | |
| Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
| US20190040299A1 (en) | Preflush chemicals for scale inhibitor squeeze | |
| Xie et al. | Wettability alteration to increase deliverability of gas production wells | |
| AU718313B2 (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production | |
| UA69400C2 (en) | Fluid for well suppression | |
| NO302840B1 (en) | Method of treating sandstone formations | |
| US20150065399A1 (en) | Methods and Compositions for Enhanced Acid Stimulation of Carbonate and Sand Stone Formations | |
| Sheng | Alkaline-polymer flooding |