RU1774689C - Process of isolation of water inflow and absorption zone - Google Patents

Process of isolation of water inflow and absorption zone Download PDF

Info

Publication number
RU1774689C
RU1774689C SU4913782A RU1774689C RU 1774689 C RU1774689 C RU 1774689C SU 4913782 A SU4913782 A SU 4913782A RU 1774689 C RU1774689 C RU 1774689C
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
composition
acid
pumped
absorption zone
Prior art date
Application number
Other languages
Russian (ru)
Inventor
А.В. Старковский
Т.С. Рогова
А.Т. Горбунов
Original Assignee
Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт filed Critical Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт
Priority to SU4913782 priority Critical patent/RU1774689C/en
Application granted granted Critical
Publication of RU1774689C publication Critical patent/RU1774689C/en

Links

Images

Landscapes

  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Silicon Compounds (AREA)

Abstract

FIELD: oil industry. SUBSTANCE: two separate flows are pumped down simultaneously. First flow includes runauhypan 0.01-1.0%, water glass 2.0-6.0% and water. Second flow contains aqueous solution of acid (0.44-4.0% in terms of acid). Both flows/are pumped into oil pool. In addition aqueous solution of acid with concentration equal to that of second flow is pumped down. Quantity of additional acid amounts to 5-35% of total volume of composition. Composition is forced acid amounts to 5-35% of total volume of composition. Composition is forced through into pool with fresh water for the course of 8-12 h. Well is cured for 2-3 days. After this treatment well is set in production again. EFFECT: improved reliability and efficiency of process. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритока и зоны поглощения в скважине. The invention relates to the oil industry and can be used to isolate water inflow and absorption zone in the well.

Известен способ изоляции водопритока и зоны поглощения путем последовательной закачки в пласт жидкого стекла (силиката натрия) и кислоты. A known method of isolating water inflow and the absorption zone by sequential injection into the reservoir of liquid glass (sodium silicate) and acid.

Недостатком известного способа является незначительная прочность геля. The disadvantage of this method is the low strength of the gel.

Наиболее близким к предлагаемому является способ изоляции водопритока и зоны поглощения, заключающийся в закачке в пласт состава, содержащего полимер (полиакриламид), жидкое стекло, кислоту и воду. Closest to the proposed is a method of isolating water inflow and the absorption zone, which consists in injecting into the formation a composition containing a polymer (polyacrylamide), water glass, acid and water.

Недостатком прототипа является неудовлетворительная прочность геля при повышенном давлении нагнетания. The disadvantage of the prototype is the poor gel strength at elevated discharge pressure.

Целью изобретения является увеличение прочности геля и тыльной части его оторочки при повышенном давлении нагнетания. The aim of the invention is to increase the strength of the gel and the back of its rim with high discharge pressure.

Цель достигается тем, что по способу изоляции водопритока и зоны поглощения путем закачки в пласт состава, содержащего полимер, жидкое стекло, кислоту и воду, согласно изобретению состав заключают одновременно-раздельно в виде двух потоков, один из которых содержит полимер, жидкое стекло и воду, другой водный раствор кислоты, а после смешения потоков дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока и в количестве 5-35% от общего объема состава, при этом в качестве полимера в составе используют гипан при следующем соотношении компонентов, мас. Гипан 0,01-1,0 Жидкое стекло 2,0-6,0 Кислота 0,4-4,0 Вода Остальное
П р и м е р 1. Для осуществления способа изоляции водопритока и зоны поглощения производят одновременно-раздельную закачку в первый поток 9 м3 (45,5 мас.) водного раствора силиката натрия, 0,06 м3 (18 мас.) водного раствора гипана и 44,27 м3 воды, во второй поток 2,4 м3 (22,4 мас.) раствора соляной кислоты и 44,27 м3 воды, после смешения потоков и закачки состава, содержащего мас. гипан 0,01; жидкое стекло 6; кислота 0,6; вода 93,39, в пласт дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации второго потока (0,6 мас.) в количестве 25% от общего объема закачиваемого состава (25 м3). Продавливают состав в пласт, закачивая 25 м3 пресной воды. Приготовленный гелеобразующий состав, раствор кислоты и воду закачивают в течение 8 ч. Скважину останавливают и проводят технологическую выдержку в течение 2 сут. После этого скважину запускают в эксплуатацию.The goal is achieved by the fact that according to the method of isolating the water inflow and the absorption zone by injecting into the formation a composition containing polymer, liquid glass, acid and water, according to the invention, the composition is concluded simultaneously and separately in the form of two streams, one of which contains polymer, liquid glass and water , another aqueous acid solution, and after mixing the streams, an aqueous acid solution is additionally pumped with a concentration equal to the acid concentration of the second stream and in an amount of 5-35% of the total volume of the composition, while as a polymer in the composition use gipan in the following ratio of components, wt. Gipan 0.01-1.0 Liquid glass 2.0-6.0 Acid 0.4-4.0 Water Else
PRI me R 1. To implement the method of isolation of the water inflow and the absorption zone produce simultaneous and separate injection into the first stream of 9 m 3 (45.5 wt.) An aqueous solution of sodium silicate, 0.06 m 3 (18 wt.) Aqueous a solution of hypane and 44.27 m 3 of water, into a second stream 2.4 m 3 (22.4 wt.) of a solution of hydrochloric acid and 44.27 m 3 of water, after mixing the streams and injecting a composition containing wt. hypane 0.01; water glass 6; acid 0.6; water 93.39, an aqueous acid solution is additionally injected into the formation with a concentration equal to the concentration of the second stream (0.6 wt.) in an amount of 25% of the total volume of the injected composition (25 m 3 ). Squeeze the composition into the reservoir, pumping 25 m 3 fresh water. The prepared gelling composition, an acid solution and water are pumped in for 8 hours. The well is stopped and technological exposure is carried out for 2 days. After that, the well is put into operation.

П р и м е р 2. Изоляцию водопритока и зоны поглощения осуществляют аналогично примеру 1, но с другим содержанием компонентов состава, мас. гипан 0,5; жидкое стекло 4; кислота 0,4; вода 95,1. Для этого в первый поток закачивают 6 м3 (45,5 мас.) водного раствора силиката натрия. 2,6 м3 (18 мас.) водного раствора гипана и 44,7 м3 воды, во второй поток 2 м3 (22,4 мас.) раствора соляной кислоты и 44,7 м3 воды. После смешения потоков и закачки состава в пласт дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации второго потока (0,4 мас.), в количестве 35% от общего объема закачиваемого состава (35 м3). Продавливают состав в пласт, закачивая 15 м3 пресной воды. Приготовленный гелеобразующий состав, раствор кислоты и воду закачивают в течение 12 ч. Скважину останавливают и проводят технологическую выдержку в течение 3 сут. После этого скважину запускают в эксплуатацию.PRI me R 2. The isolation of the water inflow and the absorption zone is carried out analogously to example 1, but with a different content of the components of the composition, wt. hypane 0.5; liquid glass 4; acid 0.4; water 95.1. For this, 6 m 3 (45.5 wt.) Of an aqueous solution of sodium silicate is pumped into the first stream. 2.6 m 3 (18 wt.) An aqueous solution of hypane and 44.7 m 3 of water, into a second stream of 2 m 3 (22.4 wt.) A solution of hydrochloric acid and 44.7 m 3 of water. After mixing the streams and injecting the composition, an aqueous acid solution is additionally pumped into the formation with a concentration equal to the concentration of the second stream (0.4 wt.), In an amount of 35% of the total volume of the injected composition (35 m 3 ). Squeeze the composition into the reservoir, pumping 15 m 3 of fresh water. The prepared gelling composition, an acid solution and water are pumped in for 12 hours. The well is stopped and technological exposure is carried out for 3 days. After that, the well is put into operation.

П р и м е р 3. Изоляцию водопритока и зоны поглощения осуществляют аналогично примеру 1, но с другим содержанием компонентов состава, мас. гипан 1; жидкое стекло 2; кислота 4; вода 93. Для этого в первый поток закачивают 3 м3 (45,5 мас.) водного раствора силиката натрия, 5,2 м3 (18 мас.) водного раствора гипана и 37,9 м3 воды, во второй поток 16 м3 (22,4 мас.) раствора соляной кислоты и 37,9 м3 воды. После смешения потоков и закачки состава в пласт дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации второго потока (4 мас.), в количестве 5% от общего объема закачиваемого состава (5 м3). Продавливают состав в пласт, закачивая 45 м3 пресной воды. Приготовленный гелеобразующий состав, раствор кислоты и воду закачивают в течение 10 ч. Скважину останавливают и проводят технологическую выдержку в течение 2,5 сут. После этого скважину запускают в эксплуатацию.PRI me R 3. The isolation of the water inflow and the absorption zone is carried out analogously to example 1, but with a different content of components of the composition, wt. hypane 1; liquid glass 2; acid 4; water 93. For this, 3 m 3 (45.5 wt.) aqueous solution of sodium silicate, 5.2 m 3 (18 wt.) aqueous solution of hypane and 37.9 m 3 water are pumped into the first stream, 16 m into the second stream 3 (22.4 wt.) A solution of hydrochloric acid and 37.9 m 3 of water. After mixing the streams and injecting the composition, an aqueous acid solution is additionally pumped into the formation with a concentration equal to the concentration of the second stream (4 wt.), In an amount of 5% of the total volume of the injected composition (5 m 3 ). Squeeze the composition into the reservoir, pumping 45 m 3 of fresh water. The prepared gelling composition, an acid solution and water are pumped in for 10 hours. The well is stopped and technological exposure is carried out for 2.5 days. After that, the well is put into operation.

Физико-химические характеристики геля приведены в таблице. Полученные результаты показывают, что одновременно-раздельная закачка компонентов состава с последующим их смешением и дополнительная закачка кислоты обеспечивают повышение прочности геля и его тыльной оторочки на 40-75% по сравнению с прототипом. При этом полученный гель не разрушается при повышенном давлении нагнетания (начальный градиент фильтрации воды повышается в 6-8 раз). Physico-chemical characteristics of the gel are shown in the table. The results show that the simultaneous-separate injection of the components of the composition with their subsequent mixing and additional injection of acid provide an increase in the strength of the gel and its back rim by 40-75% compared with the prototype. In this case, the obtained gel does not deteriorate with an increased discharge pressure (the initial gradient of water filtration increases by 6-8 times).

Claims (1)

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА И ЗОНЫ ПОГЛОЩЕНИЯ путем закачки в пласт состава, содержащего полимер, жидкое стекло, кислоту и воду, отличающийся тем, что, с целью увеличения прочности геля и тыльной части его оторочки при повышенном давлении нагнетания, состав закачивают одновременно-раздельно в виде двух потоков, один из которых содержит полимер, жидкое стекло и воду, другой - водный раствор кислоты, а после смешения потоков дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока, в количестве 5 - 35% от общего объема состава, при этом в качестве полимера в составе используют гипан при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Гипан - 0,01 - 1,00
Жидкое стекло - 2,0 - 6,0
Кислота - 0,4 - 4,0
Вода - ОстальноеMETHOD FOR INSULATING WATER INTAKE AND ABSORPTION ZONE by injecting into the formation a composition containing polymer, water glass, acid and water, characterized in that, in order to increase the strength of the gel and the back of its rim with increased injection pressure, the composition is pumped simultaneously-separately in the form of two streams, one of which contains polymer, water glass and water, the other contains an aqueous acid solution, and after mixing the streams, an aqueous acid solution is additionally pumped with a concentration equal to the acid concentration of the second stream in a quantity 5–35% of the total volume of the composition, while hypane is used as the polymer in the composition in the following ratio of components, wt.%:
Gipan - 0.01 - 1.00
Liquid glass - 2.0 - 6.0
Acid - 0.4 - 4.0
Water - Else
SU4913782 1991-02-21 1991-02-21 Process of isolation of water inflow and absorption zone RU1774689C (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4913782 RU1774689C (en) 1991-02-21 1991-02-21 Process of isolation of water inflow and absorption zone

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU4913782 RU1774689C (en) 1991-02-21 1991-02-21 Process of isolation of water inflow and absorption zone

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU1774689C true RU1774689C (en) 1996-01-10

Family

ID=30442061

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU4913782 RU1774689C (en) 1991-02-21 1991-02-21 Process of isolation of water inflow and absorption zone

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU1774689C (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2491411C2 (en) * 2011-10-06 2013-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "Сервис Инжиниринг" (ООО "Сервис Инжиниринг") Method to produce isolating gel-forming water-based solution
RU2494225C1 (en) * 2012-04-12 2013-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for limiting water influx in well

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР N 1423726, кл. E 21B 33/13, 1986. Авторское свидетельство СССР N 953193, кл. E 21B 43/32, 1982. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2491411C2 (en) * 2011-10-06 2013-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "Сервис Инжиниринг" (ООО "Сервис Инжиниринг") Method to produce isolating gel-forming water-based solution
RU2494225C1 (en) * 2012-04-12 2013-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for limiting water influx in well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU1774689C (en) Process of isolation of water inflow and absorption zone
SU1677260A1 (en) Composition for insulating well from water flows
RU2167285C1 (en) Composition for regulating penetrability of heterogeneous collector
SU1460070A1 (en) Drilling mud
CN107288591A (en) A kind of double slug type profile control agents of poly- table of Fractured reservoir and its application method
RU2065033C1 (en) Composition for oil extraction
RU2068080C1 (en) Compound for well killing
RU2128769C1 (en) Method for development of oil deposits at stage of their flooding
SU1388414A1 (en) Drilling fluid
RU2107811C1 (en) Compound for regulating development of oil deposits
RU2017936C1 (en) Isolating compound
RU2174588C2 (en) Water inflow insulation composition
RU2128768C1 (en) Method for development of stratified non-uniform oil deposits
JPS57149382A (en) Injection of water glass-base grout into ground
SU898047A1 (en) Method of acid treatment of hole-bottom area of oil-bearing formation
SU1709072A1 (en) Complex slurry additive
SU1177461A1 (en) Method of hydraulic insulation of formation in well
SU1731943A1 (en) Oil field development control method
RU2182645C1 (en) Gel-forming composition for insulation of water influx to well
RU2124634C1 (en) Compound for isolation of water-bearing beds
SU1578313A1 (en) Composition for insulating water inflow in borehole
RU2167269C1 (en) Composition for shutoff of water inflows
RU2103496C1 (en) Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed
SU1700200A1 (en) Composition for insulation absorption zones
RU2211913C1 (en) Method of isolation of intake formations in well