RU1776766C - Гелеобразующий тампонажный состав - Google Patents
Гелеобразующий тампонажный составInfo
- Publication number
- RU1776766C RU1776766C SU904856194A SU4856194A RU1776766C RU 1776766 C RU1776766 C RU 1776766C SU 904856194 A SU904856194 A SU 904856194A SU 4856194 A SU4856194 A SU 4856194A RU 1776766 C RU1776766 C RU 1776766C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carboxymethyl cellulose
- composition
- gel
- water
- lignosulfonates
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Состав содержит, мас.%: лигносульфо- нат 3,0-6,0. карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), модифицированна препаратом ОС- 20 на основе полиоксиэтиленгликолевых эфиров высших жирных спиртов, 2,0-8,0, бихромат Na или К 1,5-3,0, CaCIa 1,2-5,0, вода - остальное. Компоненты механически смешивают. Цель состава: повышение фильтрационной способности и прочности гел . 2 табл.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам дл изол ции водопритока в нефт ных скважинах и регулировани профил приемистости нагнетательных скважин .
Известен способ обработки формации лигносульфонатным гелем, активизированным солью кремниевой кислоты. Весовое соотношение SI02 и лигносульфоната находитс в пределах 0,2:1-1:1 1. Однако он имеет следующие недостатки:
-короткий период загустевани гел при высоких температурах, что ограничивает объем закачиваемого гел ;
-чувствительность к воздействию солей , что вызывает необходимость использо- вани пресной воды, а также преждевременное гелеобразование в пластах , содержащих растворимые соединени .
За прототип прин т гелеобразующий состав 2. Он включает лигносульфонаты, хроматы, карбоксиметилцеллюлозу, при
следующем соотношении ингредиентов, мае. %:
Карбоксиметилцеллюлоза1 ,0-6,0 Лигносульфонаты 0,10-25,00 Хроматы 0,25-5,00 Вода Остальное Он имеет следующие недостатки: наличие КМЦ в его составе увеличивает в зкость, т. е. ухудшаетс его подвижность, и тем самым ограничиваетс его область применени , особенно дл скважин, вскрывших низкопроницаемые коллектора, и уменьшаютс объемы закачки составов, что существенно вли ет на качество ремон- тно-изол ционных работ.
Цель изобретени - повышение эффективности действи гелеобразующего тампо- нажного состава за счет увеличени его фильтрационной способности и повышени прочности гел .
Дл этого гелеобразующий тампонаж- ный состав, включающий лигносульфонаты, карбоксиметилцеллюлозу. бихромат натри
(Л
С
vi
VJ
О VI О
о
или кали и воду, дополнительно содержит хлористый кальций, причем в качестве кар- боксиметилцеллюлозы содержит карбокси- метилцеллюлозу, модифицированную препаратом ОС-20 на основе полиоксиэти- ленгликолевых эфиров высших жирных спиртов при следующем соотношении ингредиентов , мас.%:
лигносульфонаты3,0 - 6,0
карбоксиметил-
целлюлоза, модифицированна препаратом ОС-20 на основе полиэтиленгликолевых эфиров
высших жирных
спиртов2,0 - 8.0
бихромат натри или кали 1,5 - 3,0
кальций
.хлористый1,2-5,0
водаОстальное
Основой состава вл ютс лигносульфонаты (ЛСТ) - отходы целлюлозно-бумажной промышленности; поставл ют их в сухом или жидком виде. Дл получени состава примен лись сухие порошкообразные ЛСТ марки Е целлюлозно-бумажного завода, г. Советска, Калининградской области . ТУ 13-0281036-05-89.
Карбоксиметилцеллюлоза, модифицированна препаратом ОС-20, образуетс в виде натриевой соли при взаимодействии щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой или ее натриевой солью в присут- ствии препарата ОС-20, представл ющего собой смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров высших жирных спиртов.
Процесс получени описан в Методике модифицировани КМЦ препаратом ОС-20.
Препарат ОС-20 выпускаетс по ГОСТ 10730-82 двух марок А и Б и представл ет собой при 20° С воскообразную чешуйчатую или твердую массу от светло-желтого до коричневого цвета.
Преимущество КМЦ ОС-20 перед обычным КМЦ заключаетс в том, что он обладает свойствами, присущими поверхностно-активным веществам (ПАВ), то есть понижает в зкость состава и поверхностное нат же- ние, вследствие адсорбционного эффекта, и свойствами обычного КМЦ, т. е. повышает прочность гел .
Наличие КМЦ ОС-20 в гелеобразующем составе делает его более подвижным и прочным по сравнению с прототипом. Это позвол ет предлагаемый состав закачивать в больших объемах, и создавать изолирующие экраны на большом радиусе от ствола
скважины, что существенно улучшит качество ремонтно-изол ционных работ.
В качестве сшивающих агентов, с целью ускорени процессов гелеобразовани при температурах 82-105° С, примен ютс соли бихромовой кислоты (NaaCrzOy и ). В результате взаимодействи ЛСТ с бихрома- тами происходит снижение валентности иона до при малом изменении в зкости раствора и отсутствии структурной в зкости, затем происходит образование поперечных молекул рных св зей (сшивка), в результате реакции Сг+3 и с молекулами КМЦ ОС-20. Это приводит к значительному возрастанию в зкости, и в конечной стадии этой реакции получаетс гель. Увеличение прочностных характеристик гел достигаетс в результате образовани структур между макромолекулами КМЦ ОС- 20 и цепей КМЦ ОС-20 - ЛСТ - КМЦ РС-20. ЛСТ-КМЦ ОС-20-ЛСТ.
Гелеобразующий состав готов т путем смешени водных растворов, вход щих в него ингредиентов в цементировочном агрегате (ЦА). Дл приготовлени составов можно применить любую воду, даже высокоминерализованную . Врем гелеобразовани можно регулировать изменением количества бихромата и CaCla. Оно чувствительно к температуре и должно определ тьс применительно к соответствующим пластовым услови м.
Зависимость величины структурно-механических свойств составов от содержани составл ющих ингредиентов и температур представлена в табл.1.
Дл сравнени составов проведены экспериментальные исследовани по определению предельного градиента давлени , при котором изол ционна структура разрушаетс при различных значени х ингредиентов . Наиболее оптимальные соотношени компонентов, как видно из табл. 1, отвечают составам 2,3,4. При изменении содержани компонентов в сторону уменьшени от оптимальных значений гели не образуютс , а в сторону увеличени - возрастает в зкость, ухудшаютс реологические характеристики.
Из данных табл. 1 видно, что предлагаемые составы примерно на пор док улучшают прочностные свойства структуры по сравнению с составом по прототипу.
Проведены лабораторные работы по вытеснению из двухслойной модели пласта нефти - водой, при моделировании процесса ограничени водопритока с использованием предлагаемого гелеобразующего изолирующего состава и состава по прототипу . Все экспериментальные исследовани проводились при гидродинамических
параметрах, соизмеримых с единичными параметрами реальных пластовых систем.
Результаты представлены в табл. 2.
Из данных табл. 2 следует, что эффективность при использовании предлагаемого состава увеличилась на 30%.
Claims (1)
- Формула изобретениГелеобразующий тампонажный состав, включающий лигносульфонэты, карбокси- метилцеллюлозу, бихромат натри или кали и воду, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности действи за счет увеличени фильтрационной способности состава и повышени прочности гел , он дополнительно содержит хлористый кальций, причем в качестве карбоксиметилцеллюлозы содержит кар- боксиметилцеллюлозу. модифицированную0препаратом ОС-20 на основе полиоксиэти- ленгликолевых эфиров высших жирных спиртов, при следующем соотношении ингредиентов , мае. %:лигносульфонаты3-6карбоксиметил- целлюлоза. модифицированна препаратом ОС-20 на основе полиоксиэти50ленгликолевых эфиров высших жирных спиртов бихромат натри или кали хлористый кальций вода2-8 1.5-3,01,2-5,0 остальноеТаблица 1Таблица 2
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904856194A RU1776766C (ru) | 1990-05-21 | 1990-05-21 | Гелеобразующий тампонажный состав |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904856194A RU1776766C (ru) | 1990-05-21 | 1990-05-21 | Гелеобразующий тампонажный состав |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1776766C true RU1776766C (ru) | 1992-11-23 |
Family
ID=21530440
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904856194A RU1776766C (ru) | 1990-05-21 | 1990-05-21 | Гелеобразующий тампонажный состав |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1776766C (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110144198A (zh) * | 2019-06-13 | 2019-08-20 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种油基钻井液用凝胶堵漏剂及其制备方法 |
-
1990
- 1990-05-21 RU SU904856194A patent/RU1776766C/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент US № 4257813, кл. Е21 В 33/138, 1981. Авторское свидетельство СССР № 1472643,кл. Е 21 В 33/138, 1989. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110144198A (zh) * | 2019-06-13 | 2019-08-20 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种油基钻井液用凝胶堵漏剂及其制备方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
EP1059316B1 (de) | Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas | |
SA93130494B1 (ar) | هلام مقوى بألياف ( فيبر ) للاستخدام في عمليات معالجة في باطن الأرض | |
US6261998B1 (en) | Refined oil gelling system | |
Kuryashov et al. | Temperature effect on the viscoelastic properties of solutions of cylindrical mixed micelles of zwitterionic and anionic surfactants | |
US4564070A (en) | Hydrocarbon recovery process using an in situ silicate/polymer gel | |
Bagrezaie et al. | Improvement of surfactant flooding performance by application of nanoparticles in sandstone reservoirs | |
RU1776766C (ru) | Гелеобразующий тампонажный состав | |
SU1724859A1 (ru) | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений | |
RU2754527C1 (ru) | Тампонажный полимерный состав для высоких температур | |
CN104844143A (zh) | 一种喷洒式水性无机凝胶防水剂及其制备方法 | |
US4209409A (en) | Drilling fluid additives | |
RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
SU709662A1 (ru) | Инвертный эмульсионный буровой раствор | |
RU2092516C1 (ru) | Состав для глушения и заканчивания скважин | |
RU2182645C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину | |
RU2150573C1 (ru) | Состав для временной изоляции продуктивного пласта | |
RU2260682C1 (ru) | Состав для глушения скважин | |
RU2148149C1 (ru) | Состав для ограничения водопритоков в скважину | |
Shyluk | Poly (1, 2‐dimethyl‐5‐vinylpyridinium methyl sulfate). Part II. Polymer properties | |
SU1763470A1 (ru) | Состав дл обработки бурового раствора | |
SU1710700A1 (ru) | Состав дл изол ции пластов | |
RU2125157C1 (ru) | Состав для изоляции притока пластовых вод | |
Liu et al. | Assessment of the Performances of Carboxylic Acid Monomers as Fluid Loss Additives for Oil-Well Cement | |
RU2174593C2 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи и способ его приготовления |