RU2136878C1 - Compound for selective isolation of water inflows in oil wells - Google Patents
Compound for selective isolation of water inflows in oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2136878C1 RU2136878C1 RU99100001A RU99100001A RU2136878C1 RU 2136878 C1 RU2136878 C1 RU 2136878C1 RU 99100001 A RU99100001 A RU 99100001A RU 99100001 A RU99100001 A RU 99100001A RU 2136878 C1 RU2136878 C1 RU 2136878C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- compound
- composition
- sodium
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для частичной изоляции водоносной части продуктивного нефтеносного пласта. The invention relates to the field of oil production and can be used for partial isolation of the aquifer of a productive oil reservoir.
Существующие составы, состоящие из вяжущего вещества (тампонажного цемента, гипса, эпоксидных и др. смол), затворенного на нефти или производной нефти, имеют недостаток, заключающийся в том, что эти составы в лучшем случае позволяют изолировать только заколонные перетоки и не могут создать в продуктивном пласте ни экран, ни "оторочку", предотвращающие водопритоки по пласту. Existing compositions consisting of a binder (grouting cement, gypsum, epoxy and other resins) mixed with oil or an oil derivative have the disadvantage that, at best, these compounds allow isolation of only annular flows and cannot create the productive stratum is neither a screen nor a “rim” preventing water inflows in the stratum.
Известные композиции, состоящие из силиката натрия (жидкого стекла), водного раствора хлористого кальция, раствор тампонажного цемента имеют недостаток, выражающийся в том, что технология закачки их в пласт не может быть управляемой, т. к. каждый из перечисленных компонентов является ускорителем схватывания цемента. В отдельности ни жидкое стекло, ни водный раствор хлористого кальция не могут служить надежной "оторочкой " или экраном. Known compositions consisting of sodium silicate (water glass), an aqueous solution of calcium chloride, cement slurry solution have the disadvantage that the technology of pumping them into the formation cannot be controlled, since each of the listed components is a cement setting accelerator . Separately, neither liquid glass nor an aqueous solution of calcium chloride can serve as a reliable "rim" or screen.
Известен состав для изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, включающий полиакриламид - 0,20-0,59%, хроматы щелочных металлов 0,05 - 0,5%, КССБ или ССБ - 0,05-0,95% вода (см. RU 1406343 A1, опубл. 30.06.88). A known composition for isolating water inflows in oil wells, including polyacrylamide - 0.20-0.59%, alkali metal chromates 0.05 - 0.5%, KSSB or PRS - 0.05-0.95% water (see RU 1406343 A1, publ. 30.06.88).
Задачей изобретения является получение технического результата, выражающегося в повышении эффективности изоляции водопритоков при улучшении коллекторских свойств нефтяной части продуктивного пласта. The objective of the invention is to obtain a technical result, which is expressed in increasing the efficiency of isolation of water inflows while improving the reservoir properties of the oil part of the reservoir.
Технический результат достигается тем, что состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, содержащий полиакриламид, бихромат натрия или калия, конденсированную сульфит-спиртовую барду или лигносульфонат и воду, дополнительно содержит древесную муку и силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ПАА - 0,5-2,0
КССБ или лигносульфонат - 0,75-1,5
Древесная мука - 1,0-4,0
Бихромат натрия или калия - 0,02-0,05
Силикат натрия - 2,0-8,0
Вода - Остальное
Для изоляции водопритоков в нефтяной скважине производят закачку изолирующего состава как в нефтяную, так и в водоносную части продуктивного пласта при давлении, превышающем пластовое давление. После полимеризации состава во время эксплуатации скважины (при создании депрессии на пласт) состав удаляется из нефтяной части пласта, т.к. адгезия его в нефтяной части пласта практически равна нулю. При удалении состава очищаются поры коллектора нефтяной части пласта. В то же время в водяной части продуктивного пласта за счет образования дополнительных полимерных связей и клеющих свойств силиката натрия адгезия приобретает вполне определенные значения, создавая препятствия перетокам водного флюида в призабойной зоне продуктивного пласта. Этому способствуют и более высокие структурно-механические свойства состава (предельное напряжение сдвига).The technical result is achieved in that the composition for the selective isolation of water inflows in oil wells, containing polyacrylamide, sodium or potassium dichromate, condensed sulphite-alcohol stillage or lignosulfonate and water, additionally contains wood flour and sodium silicate in the following ratio, wt.%:
PAA - 0.5-2.0
KSSB or lignosulfonate - 0.75-1.5
Wood flour - 1.0-4.0
Sodium or potassium dichromate - 0.02-0.05
Sodium Silicate - 2.0-8.0
Water - Else
To isolate water inflows in an oil well, an insulating composition is injected into both the oil and aquifer parts of the reservoir at a pressure exceeding the reservoir pressure. After polymerization of the composition during well operation (when creating a depression on the formation), the composition is removed from the oil part of the formation, because its adhesion in the oil part of the reservoir is practically zero. When the composition is removed, the pores of the reservoir oil reservoir are cleaned. At the same time, in the water part of the reservoir due to the formation of additional polymer bonds and the adhesive properties of sodium silicate, adhesion acquires quite definite values, creating obstacles to the flow of aqueous fluid in the bottomhole zone of the reservoir. This is also facilitated by the higher structural and mechanical properties of the composition (ultimate shear stress).
Структурно-механические свойства и адгезив состава определяли с использованием капиллярной трубки длиной 3 м и диаметром 5 мм. При этом значения предельного напряжения сдвига состава получали при интерпретации кривой течения состава, полученной в координатах скорости сдвига (I/с) и давления сдвига (кг/м2), а адгезии - из разности давления сдвига состава в капиллярной трубке и предельного напряжения сдвига.Structural and mechanical properties and adhesive composition were determined using a capillary tube 3 m long and 5 mm in diameter. In this case, the values of the ultimate shear stress of the composition were obtained by interpreting the composition flow curve obtained in the coordinates of the shear rate (I / s) and the shear pressure (kg / m 2 ), and the adhesion was obtained from the difference between the shear pressure of the composition in the capillary tube and the ultimate shear stress.
Предлагаемый состав представляет собой композицию, т.к. он состоит из двух самостоятельных структур. The proposed composition is a composition, because It consists of two independent structures.
Первая структура - ПАА, КССБ или лингосульфат, бихромат натрия или калия, силикат натрия и вода; вторая структура - древесная мука, силикат натрия и вода. The first structure is PAA, KSSB or lingosulfate, sodium or potassium dichromate, sodium silicate and water; the second structure is wood flour, sodium silicate and water.
Для создания композиционного состава непременным условием должна быть совместимость этих двух структур. Эти две структуры при перемешивании образуют единую систему при определенных соотношениях компонентов. To create a composition, an indispensable condition should be the compatibility of these two structures. These two structures with stirring form a single system with certain ratios of components.
Если каждую из этих двух структур подвергнуть выпариванию в сушильном шкафу в течение 30 суток, то выяснится, что первая структура сохраняет свои свойства при t = +60oC, вторая при t = +50oC, а композиционный состав - при t > +80oC.If each of these two structures is evaporated in an oven for 30 days, it turns out that the first structure retains its properties at t = +60 o C, the second at t = +50 o C, and the composition at t> + 80 o C.
Такое увеличение термостабильности объясняется тем, что вначале происходит выпаривание воды из второй структуры при преодолении сопротивления первой. При этом структурно-механические свойства композиции практически сохраняются. This increase in thermal stability is explained by the fact that, first, evaporation of water from the second structure occurs while overcoming the resistance of the first. In this case, the structural and mechanical properties of the composition are practically preserved.
Наиболее стабильные системы получены при использовании полиакриламида в виде полимеров марки CS-131, CS-141, GS-1 производства фирмы "Sanyochemicals", JP, а также SANFLOOD АХ-73 фирмы "Sanyo", JP. Эти полимеры представляют собой порошок белого цвета с анионной ионной активностью, молекулярным весом 107, максимальным временем растворения - 4 часа. Использовался силикат натрия (жидкое стекло) по ГОСТ 13078-81. Товарное жидкое стекло имеет плотность 1380-1420 кг/м3 и концентрацию 38-42%.The most stable systems were obtained using polyacrylamide in the form of polymers of the CS-131, CS-141, GS-1 brands manufactured by Sanyochemicals, JP, as well as SANFLOOD AX-73 from Sanyo, JP. These polymers are a white powder with anionic ionic activity, a molecular weight of 10 7 , a maximum dissolution time of 4 hours. Sodium silicate (water glass) was used according to GOST 13078-81. Commodity liquid glass has a density of 1380-1420 kg / m 3 and a concentration of 38-42%.
Вязкоупругую композицию готовят следующим образом. В емкости необходимого объема в воде растворяют бихромат натрия или калия и силикат натрия в определенных количествах, а в другой открытой емкости перемешивают сыпучие компоненты - ПАА, КССБ или лигносульфат и древесную муку в необходимых соотношениях. Затем их соединяют путем прокачивания через эжектор водного раствора бихромата натрия или калия и силиката натрия с подачей на эжектор в качестве пассивной среды сыпучей смеси ПАА, КССБ или лигносульфата и древесной муки. Viscoelastic composition is prepared as follows. Sodium or potassium dichromate and sodium silicate are dissolved in certain quantities in a tank of the required volume in water, and bulk components, such as PAA, KSSB or lignosulfate, and wood flour in the required proportions are mixed in another open container. Then they are connected by pumping through an ejector an aqueous solution of sodium or potassium dichromate and sodium silicate with the flow of a loose mixture of PAA, KSSB or lignosulfate and wood flour to the ejector as a passive medium.
Получают вязкоупругую композицию, закачивают в скважину и далее в продуктивный пласт. Get a viscoelastic composition, pumped into the well and then into the reservoir.
Для подтверждения обоснованности предлагаемого соотношения компонентов состава были подвергнуты исследованиям три композиции, состава, приведенные в табл. 1 (см. табл. 1 и 2 в конце описания). To confirm the validity of the proposed ratio of the components of the composition, three compositions were studied, the composition shown in table. 1 (see tables. 1 and 2 at the end of the description).
В табл. 2 приведены значения результатов исследования. In the table. 2 shows the values of the results of the study.
Предлагаемый состав был использован на Самотлорском месторождении, что подтверждается примерами. The proposed composition was used at the Samotlor field, as evidenced by examples.
Пример 1. Скв. 35212, куст 93а, пласт АВ4-5 был обводил на 93%. После закачки в продуктивный пласт 50 м3 состава обводненность снизилась до 81%, при этом скважина стала давать нефти дополнительно 102 т/сут.Example 1. Well. 35212, bush 93a, layer AB 4 -5 was encircled by 93%. After pumping 50 m 3 of the composition into the reservoir, the water cut decreased to 81%, while the well began to produce an additional 102 tons / day of oil.
Пример 2. Скв. 15123, куст 512, пласт AB1-3 был обводнен на 63%. После закачки в продуктивный пласт 30 м3 состава обводненность снизилась до 20%, при этом скважина стала давать нефти дополнительно 20 т/сут на протяжении 220 суток.Example 2. Well. 15123, bush 512, stratum AB 1-3 was flooded by 63%. After 30 m 3 of the composition was injected into the reservoir, the water cut decreased to 20%, while the well began to produce an additional 20 tons / day of oil for 220 days.
Использование изобретения позволяет повысить эффективность изоляции водопритоков при улучшении коллекторских свойств нефтяной части продуктивного пласта. The use of the invention improves the efficiency of isolation of water inflows while improving the reservoir properties of the oil part of the reservoir.
Claims (1)
Полиакриламид - 0,5 - 2,0
КССБ или лигносульфонат - 0,75 - 1,5
Древесная мука - 1,0 - 4,0
Бихромат натрия или калия - 0,02 - 0,05
Силикат натрия - 2,0 - 8,0
Вода - ОстальноеComposition for the selective isolation of water inflows in oil wells, including polyacrylamide, sodium or potassium bichromate, condensed sulphite-distillery stillage KSSB or lignosulfonate and water, characterized in that it additionally contains wood flour and sodium silicate in the following ratio, wt.%:
Polyacrylamide - 0.5 - 2.0
KSSB or lignosulfonate - 0.75 - 1.5
Wood flour - 1.0 - 4.0
Sodium or potassium dichromate - 0.02 - 0.05
Sodium Silicate - 2.0 - 8.0
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99100001A RU2136878C1 (en) | 1999-01-05 | 1999-01-05 | Compound for selective isolation of water inflows in oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99100001A RU2136878C1 (en) | 1999-01-05 | 1999-01-05 | Compound for selective isolation of water inflows in oil wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2136878C1 true RU2136878C1 (en) | 1999-09-10 |
Family
ID=20214260
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99100001A RU2136878C1 (en) | 1999-01-05 | 1999-01-05 | Compound for selective isolation of water inflows in oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2136878C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519262C1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of formation isolation with cement-silicate mud |
| RU2558565C1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Oil production increase method |
| CN106811185A (en) * | 2017-01-12 | 2017-06-09 | 大庆市杰森钻采助剂厂 | A kind of PS lignin gel-type profile control agent and preparation method thereof |
| RU2647550C2 (en) * | 2016-06-28 | 2018-03-20 | Фарид Альфредович Губайдуллин | Active cellulose flour for isolating water inflows in producing wells and blocking watered reservoirs in injection wells |
-
1999
- 1999-01-05 RU RU99100001A patent/RU2136878C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Мариампольский Н.А. и др. Комбинированное использование вязкоупругих составов и портландцемента для ликвидации водопритоков в эксплуатационных скважинах, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1996, N 4, с. 22 - 24. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519262C1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of formation isolation with cement-silicate mud |
| RU2558565C1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Oil production increase method |
| RU2647550C2 (en) * | 2016-06-28 | 2018-03-20 | Фарид Альфредович Губайдуллин | Active cellulose flour for isolating water inflows in producing wells and blocking watered reservoirs in injection wells |
| CN106811185A (en) * | 2017-01-12 | 2017-06-09 | 大庆市杰森钻采助剂厂 | A kind of PS lignin gel-type profile control agent and preparation method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU653657B2 (en) | Horizontal well completion methods | |
| US5911282A (en) | Well drilling fluids containing epoxy sealants and methods | |
| CA1127074A (en) | Treating wells to mitigate flow-after-cementing | |
| US4220566A (en) | Aqueous based slurry containing enediol breaker and method for forming a consolidated gravel pack | |
| AU2012279069B2 (en) | Method for drilling and completion operations with settable resin compositions | |
| FR2796935A1 (en) | CEMENT GROUT FOR OIL WELLS OR SIMILAR LOW DENSITY AND LOW POROSITY | |
| CN102559159A (en) | High-temperature resistant phenolic resin weak gel profile control plugging agent | |
| CN102250597A (en) | Grouting slurry for unconsolidated strata | |
| CN102070874A (en) | High-permeability and high-strength epoxy grouting material, preparation method thereof and application thereof | |
| US20080103255A1 (en) | Method of use of a polyvinyl alcohol-based composition | |
| MX2013012179A (en) | Use of methylhydroxyethyl cellulose as cement additive. | |
| RU2136878C1 (en) | Compound for selective isolation of water inflows in oil wells | |
| CN105238376A (en) | Elastic anti-channeling cement slurry and preparation method thereof | |
| CN104291733A (en) | Toughened anti-channeling agent for cement and toughened cement for cementing shale gas horizontal well | |
| CN101240163A (en) | Oil well cement swelling agent | |
| CA1245845A (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels | |
| CN105754565B (en) | A kind of organic micro-spheres and inorganic silicate Compositional type heavy oil thermal recovery fleeing proof agent and preparation method thereof | |
| US4050948A (en) | Method of making lightweight cement slurries and their uses | |
| CN102604608A (en) | Water shutoff agent for extra-low permeability oil reservoir | |
| CN104628994A (en) | Full-penetration mutant type grouting material | |
| RU2600576C1 (en) | Method of making plugging material for repair-isolation operations in oil and gas wells | |
| EP0196689B1 (en) | Cement slurry composition for cementing wells traversing salt formations, and corresponding cementing method | |
| CN111423861A (en) | High-strength water shutoff agent for oil extraction in oil field and preparation method thereof | |
| CN108410438A (en) | One kind can bore brittleness gel partition working solution and preparation method thereof | |
| RU2340648C1 (en) | Grouting material for repair-insulating works in well |