RU1828490C

RU1828490C - Method for proration on water inflow

Info

Publication number: RU1828490C
Application number: SU904863834A
Authority: RU
Inventors: Павел Михайлович Южанинов; Эмилия Дмитриевна Пасхина; Геннадий Федорович Колесников; Николай Иванович Кобяков
Original assignee: Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1990-09-04
Filing date: 1990-09-04
Publication date: 1993-07-15

Abstract

Использование: нефт на промышленность . Сущность изобретени : закачивают в пласт кремнефтористоводородную кислоту (ГФВК) с концентрацией 2,5-20,0% Затем закачивают разделительную жидкость - нефть или пресную воду Закачку полимера осуществл ют при содержании в пласте остаточной КФВК в количестве 0,2-2,0%. В качестве полимера используют водный раствор меламино-формальдегидной смолы с концентрацией 48-50% Количество закачиваемого полимера эквимол рно остаточной КФВК. КФВК и полимер продавливают в пласт. 2 табл.Usage: oil for industry. The inventive fluorosilicic acid (HFVK) is injected into the formation with a concentration of 2.5-20.0%. Then, a separation liquid is injected - oil or fresh water. Injection of the polymer is carried out with a residual CPVK in the amount of 0.2-2.0% . An aqueous solution of melamine-formaldehyde resin with a concentration of 48-50% is used as the polymer. The amount of injected polymer is equimolar to the residual CPVC. CPVC and polymer are pressed into the reservoir. 2 tab.

Description

Изобретение относитс к. добыче нефти и предназначаетс к использованию в процессе эксплуатации нефт ных и нагнетатель иых скважин на предпри ти х Миннефтегазпрома.The invention relates to oil production and is intended to be used in the operation of oil and injection wells in enterprises of the Ministry of Oil and Gas.

Цель изобретени - повышение эффективности в услови х скважин с высокопро- иицаемыми коллекторами и пластовыми давлени ми от низких до аномально высоких за счет повышени физико-механических показателей образующегос экрана при одновременном обеспечении технологичности способа в зимний период и выравнивани профилей приемистости скважин.The purpose of the invention is to increase the efficiency in conditions of wells with high permeability reservoirs and reservoir pressures from low to abnormally high due to an increase in the physicomechanical parameters of the resulting screen, while at the same time ensuring the technological effectiveness of the method in winter and aligning the injectivity profiles of the wells.

Поставленна цель достигаетс тем, что в известном способе ограничени водопри- токов, включающем последовательную закачку в пласт водных растворов КФВК и полимера, после закачки в пласт водногоThis goal is achieved by the fact that in the known method of limiting water flows, including sequential injection into the formation of aqueous solutions of KFVK and polymer, after injection into the formation of water

раствора кремнефтористоводородной кислоты с концентрацией 2,5-20,0% закачивают разделительную жидкость, а закачку полимера осуществл ют при содержании в пласте остаточной кремнефтористоводородной кислоты в количестве 0 2-2,0%, причем в качестве полимера используют водный раствор меламино-формальдегидной смолы с концентрацией 48-50% и в количестве , эквимол рном остаточной кремнефтористоводородной кислоте, а в качестве разделительной жидкости - нефть или пресную водуa solution of hydrofluoric acid with a concentration of 2.5-20.0% is injected with a separation fluid, and the polymer is injected with a residual hydrofluoric acid in the formation in an amount of 0 2-2.0%, moreover, an aqueous solution of melamine-formaldehyde resin is used as the polymer with a concentration of 48-50% and in an amount equimolar to the residual hydrofluoric acid, and oil or fresh water as a separation liquid

Дл реализации предлагаемого способа в промысловых услови х осуществл ют следующие операции в ниже указанной последовательности , закачивают в скважину 2,5-20,0%-ную кремнефтористоводородную кислоту (КФВК)- закачивают вслед за КФВКTo implement the proposed method in commercial conditions, the following operations are carried out in the sequence indicated below, 2.5-20.0% hydrofluoric acid (KFVK) is pumped into the well - pumped after KFVK

0000

юYu

0000

4 Ю4 Yu

ыs

разделительную жидкость, например, нефть или пресную воду, дл предотвращени контакта кислоты со смолой в момент закачки; готов т 48-50%-ный водный раствор меламино-формальдегидной смолы.; закачивают смолу в скважину вслед за разделительной жидкостью и продавливают КФВК и смолу в пласт в объеме насосно-ком- прессорных труб.a release agent, e.g., oil or fresh water, to prevent acid from contacting the resin at the time of injection; a 48-50% aqueous solution of melamine-formaldehyde resin is prepared .; the resin is pumped into the well after the separation fluid and the CPVC and the resin are forced into the formation in the volume of the tubing.

Способ по изобретению был испытан в лабораторных услови х. При его осуществлении были использованы следующие вещества .The method of the invention has been tested in laboratory conditions. In its implementation, the following substances were used.

Кремнефтористоводородна кислота 45%-ной концентрации по ТУ 6-09-2774-88, можно использовать техническую кислоту по ТУ 02-14-54-77.Hydrofluoric acid of 45% concentration according to TU 6-09-2774-88, technical acid according to TU 02-14-54-77 can be used.

Меламино-формальдегидна смола марки МС Р100С, порошок белого цвета, выпускаетс по ТУ 6-Ю5-18-67-79.Melamine-formaldehyde resin, grade MS P100C, white powder, is available in accordance with TU 6-U5-18-67-79.

Пластова вода с плотностью 1100 кг/м3 обедей минерализации 149,4 г/ следующего состава, г/л: СГ - 92,196, SOV2 - 0.349, НСОз - 0.232, Са4 - 13.627, Мд+2 3 .526, ,386.Formation water with a density of 1100 kg / m3 of mineralization lunches of 149.4 g / g of the following composition, g / l: SG - 92.196, SOV2 - 0.349, NSOz - 0.232, Ca4 - 13.627, Md + 2 3 .526,, 386.

Пластова вода с плотностью 1180 кг/м3 общей минерализации 257,9 г/л следующего состава (г/л): СГ - 159,57, SO-f2 - 0.04. НСОз - 0.049. Са+2- 20,842, - 5,837. 71.559.Formation water with a density of 1180 kg / m3 of total mineralization 257.9 g / l of the following composition (g / l): SG - 159.57, SO-f2 - 0.04. HCO3 - 0.049. Ca + 2 - 20.842, - 5.837. 71.559.

Сначала в лабораторных услови х определ ли изменение концентрации КФВК во времени при контакте ее с карбонатной породой . Определение проводили следующим образом. Брали образцы известн ков, из них на шлифовальном станке готовились цилиндры диаметром 30-40 мм и высотой 20 мм. определ лась площадь их поверхности, затем в полиэтиленовый стакан заливалась КФВК из расчета 4.3 мл кислоты на 1 см поверхности образцов известн ка. Отшлифованные образцы известн ка погружались на 1 см на уровень кислоты. Затем через . каждые 5 минут отбирались пробы кислоты и определ лась остаточна концентраци кислоты.Initially, in laboratory conditions, a change in the CPVC concentration over time was determined upon its contact with the carbonate rock. The determination was carried out as follows. Samples of limestone were taken, of which cylinders 30-40 mm in diameter and 20 mm high were prepared on a grinding machine. Their surface area was determined, then CPVC was poured into a polyethylene glass at the rate of 4.3 ml of acid per 1 cm of the surface of limestone samples. Polished limestone samples were immersed 1 cm per acid level. Then through. acid samples were taken every 5 minutes and the residual acid concentration was determined.

Данные, полученные в ходе испытаний, приведены в табл. 1. Результаты таблицы 1 показывают, что через 60-80 минут реакци КФВК с карбонатами прекращаетс и оста- точна концентраци кислоты в растворе составл ет 0.2-7% в зависимости от первоначальной концентрации КФВК.The data obtained during the tests are given in table. 1. The results of Table 1 show that after 60-80 minutes the reaction of CPVA with carbonates ceases and the residual acid concentration in the solution is 0.2-7%, depending on the initial concentration of CPVK.

В лабораторных услови х изобретение осуществл етс следующим образом. Вначале готов т раствор смолы, дл этого к 50 г порошкообразной смолы МС Р100С добавл ют 50 мл пластовой воды. Затем к 4,5 г 45%-ной КФВК добавл ют полученный ранее раствор смолы и получают состав экрана , согласно предлагаемому способу.Under laboratory conditions, the invention is carried out as follows. First, a resin solution is prepared, for which 50 ml of produced water is added to 50 g of powdered resin MS P100C. Then, the previously obtained resin solution is added to 4.5 g of 45% CPVA and the composition of the screen is obtained according to the proposed method.

При испытани х определ ли сроки схватывани смеси КФВК и МФС, врем твердени камн , усадку, прочность и твердость образующегос камн через сутки и 30 суток .During the tests, the setting time of the mixture of CPVC and MFS, the time of hardening of the stones, shrinkage, strength and hardness of the stone formed after 24 hours and 30 days were determined.

Усадку замер ли следующим образом. В формы со съемным дном диаметром 49 мм заливали испытуемый состав, смазав предварительно внутренние стенки форм вазелином . Через сутки после затворени испытуемые образцы выдавливали из форм и штанген-циркулём измер ли их диаметр.Shrinkage was measured as follows. The test composition was poured into molds with a removable bottom with a diameter of 49 mm, having previously lubricated the internal walls of the molds with petroleum jelly. One day after mixing, the test samples were squeezed out of the molds and their diameter was measured with a caliper.

Усадку образцов определ ли по формулеThe shrinkage of the samples was determined by the formula

у. Ll4i Х100%.at. Ll4i X100%.

где У - усадка; d - внутренний диаметр формы , мм; di - диаметр образца смолы, мм.where Y is shrinkage; d is the inner diameter of the form, mm; di is the diameter of the resin sample, mm

Твердость определ ли на консистометре ГЭППЛЕРА.Hardness was determined on a Gappler consistometer.

Прочность определ ли на разрывной машине МИИ-100.Strength was determined on an MII-100 tensile testing machine.

Данные о свойствах камн , полученного предлагаемым и известным способами, приведены в табл. 2.Data on the properties of the stone obtained by the proposed and known methods are given in table. 2.

При проведении лабораторных испытаний было проверено на установке УИПК-Ш образование по предлагаемому способу изолирующего экрана на кернах при последовательной закачке КФВК и смолы. После 8 часов реакции определ ли проницаемость керна. Полученные результаты приведены также в табл. 2.During laboratory tests, the formation of an insulating core screen by the proposed method of CVF and resin was tested at the UIPK-Sh installation using the proposed method. After 8 hours of reaction, the permeability of the core was determined. The results are also shown in table. 2.

Таким образом, при осуществлении способа по изобретению образуетс безусадочный , прочный и твердый экран с технологически приемлемыми сроками схватывани и твердени , который не вытесн етс и не вымываетс даже из высоко- проницаемых, пластов и даже при аномально высоком давлении (10 МПа).Thus, when implementing the method according to the invention, a non-shrinking, strong and solid screen is formed with technologically acceptable setting and hardening periods, which are not extruded or washed out even from highly permeable layers and even at abnormally high pressure (10 MPa).

А кроме того, способ обеспечивает технологичность в зимний период, т.к. используемые при его осуществлении вещества не замерзают при минусовой температуре.And in addition, the method provides manufacturability in the winter, because substances used in its implementation do not freeze at sub-zero temperatures.

Claims

The claims

A method for limiting water inflows, comprising sequentially injecting aqueous solutions of hydrofluorosilicic acid vt polymer into the formation, characterized in that, in order to increase the efficiency of the method in conditions of wells with high permeability reservoirs and reservoir pressures from low to abnormally high due to an increase in physicomechanical forming screen indicators while ensuring

the manufacturability of the method in the winter and alignment of the well injectivity profiles, after the injection of an aqueous solution of hydrofluoric acid with a concentration of 2.5-20.0% into the reservoir, a separation fluid is injected, and the polymer is injected with a residual hydrofluoric acid in the reservoir in an amount of 0.2 -2.0%, moreover, the polymer used is an aqueous solution of melamine-formaldehyde resin with a concentration of 48-50% and in an amount equimolar to the residual hydrofluoric acid, and as dividing fluid - oil or fresh water.

Note. 1. In experiment t, an ast.idelity of 1180 "f / m3 was used. about mtp 2 3- "ode with a density of ШОкг / tr1

2. The yield loss time is “rvia from experience (equal to 1 hour GO min. Loogmlu J-j440wm.no experience З-Э h 00 min;“ rem framed stones from experiment 1 - 3 h 25 min. According to experiment 2 - at h 05 min , from experience 3 - 7 h 10 m n.

Table 1

table 2