RU2211306C1 - Composition for repair and waterproofing operations in wells - Google Patents
Composition for repair and waterproofing operations in wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211306C1 RU2211306C1 RU2002106345A RU2002106345A RU2211306C1 RU 2211306 C1 RU2211306 C1 RU 2211306C1 RU 2002106345 A RU2002106345 A RU 2002106345A RU 2002106345 A RU2002106345 A RU 2002106345A RU 2211306 C1 RU2211306 C1 RU 2211306C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- solution
- aqueous
- wells
- polyvinyl alcohol
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтным работам в скважинах. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to repair work in wells.
Известен кольматирующий состав для скважин, состоящий из олигоорганоалкоксихлорсилоксана и воды с добавкой одноатомного спирта [А.С. СССР 1196489, кл. Е 21 В 33/13, 1985]. Known kolmatiruyuschey composition for wells, consisting of oligoorganoalkoxychlorosiloxane and water with the addition of monohydric alcohol [A.S. USSR 1196489, class E 21 B 33/13, 1985].
Недостатком является невысокая изолирующая способность данного состава и то, что использование олигоорганоалкоксихлорсилоксана связано с повышенной опасностью проведения водоизоляционных работ, так как они в своем составе содержат остаточный хлор (до 6,0% и более). Указанное соединение является токсичным, взрывопожароопасным, коррозионно-активным. The disadvantage is the low insulating ability of this composition and the fact that the use of oligoorganoalkoxychlorosiloxane is associated with an increased risk of waterproofing, as they contain residual chlorine (up to 6.0% or more). The specified compound is toxic, explosive and fire hazard, corrosive.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков, включающий кремнийорганическую жидкость и спиртосодержащий раствор [патент РФ 2032068, 1995] при следующем соотношении компонентов, об.%:
Водно-спиртовый раствор этилсиликоната натрия ГКЖ-0
или метилсиликоната натрия - ГКЖ-11 - 50,0
Водный раствор поливинилового спирта (ПВС) - 50,0
Одним из недостатков этого состава является низкая эффективность и высокая стоимость при изоляции пластовых вод в суперколлекторах (сеноманские отложения газовых месторождений Западной Сибири), где текущая газопроницаемость промытых (продутых) зон составляет несколько дарси (от 1 до 5 и более) и расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды в этих коллекторах многократно возрастают.The closest technical solution selected for the prototype is a composition for isolating formation water, eliminating interstratal and annular flows, including organosilicon liquid and alcohol-containing solution [RF patent 2032068, 1995] in the following ratio of components, vol.%:
Water-alcohol solution of sodium ethylsiliconate GKZH-0
or sodium methylsiliconate - GKZH-11 - 50.0
An aqueous solution of polyvinyl alcohol (PVA) - 50.0
One of the disadvantages of this composition is the low efficiency and high cost of isolating formation water in super collectors (Cenomanian deposits of gas fields in Western Siberia), where the current gas permeability of the washed (blown) zones is several darsi (from 1 to 5 or more) and the cost of chemicals to perform single operations to isolate water in these collectors increase many times.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности и снижении стоимости проведения ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах с суперколлекторами. The objective of the invention is to increase efficiency and reduce the cost of repair and waterproofing work in wells with super collectors.
Технический результат при создании изобретения заключается в разработке водоизоляционного состава для изоляции пластовой воды в суперколлекторах путем увеличения его вязкости перед закачкой и усиления закупоривающего эффекта после отверждения в водонасыщенном суперколлекторе. The technical result when creating the invention is to develop a waterproofing composition for isolating formation water in super collectors by increasing its viscosity before injection and enhancing the plugging effect after curing in a water-saturated super collector.
Поставленная цель достигается тем, что состав для ремонтно-водоизоляционных работ в скважинах, включающий кремнийорганическую жидкость и водный раствор поливинилового спирта-ПВС, в качестве кремнийорганической жидкости содержит водно-щелочной раствор ГКЖ-11Н и дополнительно в качестве загустителя - алюмосиликатные микросферы при следующем соотношении компонентов, об.%:
Водно-щелочной раствор-ГКЖ-11Н - 50,0
Указанный раствор ПВС 5,0-10,0 %-ной
концентрации с - 2,5-5,0 % от его веса
алюмосиликатных микросфер - 50,0
Лабораторные исследования проводили в два этапа. Первый этап включал определение времени образования и качества изолирующего материала. Результаты сведены в таблицу 1.This goal is achieved in that the composition for repair and waterproofing work in wells, including an organosilicon liquid and an aqueous solution of polyvinyl alcohol-PVA, contains an aqueous-alkaline solution GKZh-11N as an organosilicon liquid and, in addition, aluminosilicate microspheres as a thickener in the following ratio of components , vol.%:
Water-alkaline solution-GKZH-11N - 50.0
The specified solution of PVA 5.0-10.0%
concentration s - 2.5-5.0% of its weight
aluminosilicate microspheres - 50.0
Laboratory studies were carried out in two stages. The first stage included determining the time of formation and the quality of the insulating material. The results are summarized in table 1.
Для дальнейшей работы с керновым материалом в условиях, приближенных к пластовым (второй этап), были выбраны составы: (5,0 %-ный раствор ПВС + 2,5 % АСМ) + ГКЖ-11Н при объемном соотношении 1:1; (7,5 %-ный раствор ПВС + 5,0 % АСМ) + ГКЖ-11Н при объемном соотношении 1:1; (10,0 %-ный раствор ПВС + 5,0 % АСМ) + ГКЖ-11Н при объемном соотношении 1:1, так как качество изолирующего состова при этом соотношении удовлетворяет поставленной задаче. For further work with core material under conditions close to reservoir (second stage), the following compositions were selected: (5.0% PVA solution + 2.5% AFM) + GKZh-11N with a volume ratio of 1: 1; (7.5% solution of PVA + 5.0% AFM) + GKZh-11N with a volume ratio of 1: 1; (10.0% PVA solution + 5.0% AFM) + GKZh-11N with a volume ratio of 1: 1, since the quality of the insulating composition at this ratio satisfies the task.
На втором этапе лабораторные эксперименты проводили на установке УИПК-1М (установка исследования проницаемости керна). At the second stage, laboratory experiments were carried out using the UIPK-1M installation (core permeability research unit).
Для экспериментов готовили искусственные керны. Эксперимент проводили в определенной последовательности. For experiments, artificial cores were prepared. The experiment was carried out in a certain sequence.
1. Подготовка искусственного керна (просеивание песка через сита определенных размеров, сжатие образца расчетным давлением, высушивание при t=105 oC).1. Preparation of artificial core (sieving sand through sieves of certain sizes, compressing the sample with design pressure, drying at t = 105 o C).
2. Насыщение образца моделью пластовой воды (С=16 г/л). 2. Saturation of the sample with a model of produced water (C = 16 g / l).
3. Прокачка на установке УИПК-1М через керн в условиях, приближенных к пластовым, модели пластовой воды в количестве трех объемов порового пространства образца с замером проницаемости по воде по формуле
где К - проницаемость, мд;
η - пересчетный коэффициент для каждого керна;
Q - расход, мл;
ΔР - перепад давления, кгс/см2.3. Pumping at the UIPK-1M installation through a core under conditions close to the formation model of formation water in the amount of three volumes of the pore space of the sample with the measurement of water permeability by the formula
where K is the permeability, MD;
η is the conversion factor for each core;
Q - flow rate, ml;
ΔР - pressure drop, kgf / cm 2 .
4. Закачка в керн через УИПК-1М состава на основе (ПВС+АСМ) и ГКЖ-11Н при объемном соотношении 1:1 и выдержка на реакции в течение 24 ч. 4. Injection into the core through UIPK-1M of a composition based on (PVA + AFM) and GKZh-11N with a volume ratio of 1: 1 and holding on the reaction for 24 hours
5. Определение проницаемости по воде после обработки керна водоизолирующим составом. 5. Determination of water permeability after core treatment with a waterproofing composition.
Результаты сведены в таблицу 2. The results are summarized in table 2.
Приготовление водоизолирующего состава и технология работ на скважине заключается в следующем. Preparation of the waterproofing composition and the technology of work at the well is as follows.
Сначала в чанке агрегата ЦА-320 готовят водный раствор поливинилового спирта заданной концентрации. Затем в приготовленный раствор ПВС добавляют расчетное количество алюмосиликатных микросфер и вся смесь тщательно перемешивается. First, an aqueous solution of polyvinyl alcohol of a given concentration is prepared in a chunk of the CA-320 aggregate. Then, the calculated amount of aluminosilicate microspheres is added to the prepared PVA solution and the whole mixture is thoroughly mixed.
Водно-щелочной раствор гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н поставляется на скважины в готовом виде. The GKZh-11N aqueous-alkaline solution of hydrophobizing organosilicon liquid is delivered to the wells in finished form.
Скважину, в которую через перфорационные отверстия или негерметичность эксплуатационной колонны поступает вода, останавливают. После глушения и промывки скважины через насосно-компрессорные трубы (НКТ), спущенные до верхних отверстий интервала перфорации или негерметичности эксплуатационной колонны, прямой циркуляцией проводят закачку водоизоляционного состава в определенной последовательности и объемах:
1) смесь 5-10 %-ного водного раствора ПВС с 2,5-5,0 % (от веса раствора ПВС) алюмосиликатных микросфер;
2) буферная жидкость (газоконденсат, дизтопливо) - 0,2 м3;
3) гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость - ГКЖ-11Н;
4) продавочная жидкость - в расчетном объеме.The well into which water enters through the perforations or leaks in the production string is stopped. After killing and flushing the well through tubing (tubing), lowered to the upper holes of the perforation interval or leakage of the production string, direct injection of the waterproofing composition in a certain sequence and volumes is carried out:
1) a mixture of 5-10% aqueous PVA solution with 2.5-5.0% (by weight of the PVA solution) aluminosilicate microspheres;
2) buffer liquid (gas condensate, diesel fuel) - 0.2 m 3 ;
3) hydrophobizing organosilicon liquid - GKZH-11N;
4) selling liquid - in the estimated volume.
Водоизоляционный состав доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство, продавливают водоизоляционный состав в пласт или за эксплуатационную колонну. По окончании продавки водоизоляционного состава в пласт или за эксплуатационную колонну проводят обратную промывку с противодавлением 0,5-0,7 МПа в количестве 1,5-2,0 объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают под давлением для прохождения реакции полимеризации водоизолирующих компонентов в течение 24 ч. По истечении указанного срока скважину осваивают. The waterproofing composition is brought to the tubing shoe. They close the annulus, push the waterproofing composition into the reservoir or behind the production string. At the end of the sale of the waterproofing composition into the reservoir or for the production string, backwash is carried out with a back pressure of 0.5-0.7 MPa in the amount of 1.5-2.0 volumes of tubing, the well is closed and kept under pressure to undergo the polymerization reaction of the water-insulating components for 24 hours. After the specified period, the well is mastered.
Расход водоизоляционной композиции составляет 0,5-1,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта.The consumption of the waterproofing composition is 0.5-1.0 m 3 per 1 m of effective formation thickness.
Предлагаемый состав для ремонтно-водоизоляционных работ прост в приготовлении, технологичен. Предлагаемые материалы являются доступными, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве. The proposed composition for repair and waterproofing works is simple to prepare, technologically advanced. The proposed materials are affordable, produced by domestic industry in sufficient quantities.
Claims (1)
Водно-щелочной раствор - ГКЖ-11Н - 50,0
Указанный раствор ПВС 5-10%-ной концентрации с 2,5-5,0% от его веса алюмосиликатных микросфер - 50,0Composition for repair and waterproofing operations in wells, including an organosilicon liquid, an aqueous solution of polyvinyl alcohol - PVA, characterized in that as an organosilicon liquid it contains an aqueous-alkaline solution GKZh-11N and, in addition, as a thickener - aluminosilicate microspheres in the following ratio components, about. %:
Water-alkaline solution - GKZH-11N - 50.0
The specified solution of PVA 5-10% concentration with 2.5-5.0% of its weight of aluminosilicate microspheres - 50.0
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002106345A RU2211306C1 (en) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Composition for repair and waterproofing operations in wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002106345A RU2211306C1 (en) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Composition for repair and waterproofing operations in wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2211306C1 true RU2211306C1 (en) | 2003-08-27 |
Family
ID=29246471
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002106345A RU2211306C1 (en) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Composition for repair and waterproofing operations in wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2211306C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2529080C1 (en) * | 2013-06-04 | 2014-09-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells |
| RU2811109C1 (en) * | 2023-06-06 | 2024-01-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Polymer composition for water isolation |
-
2002
- 2002-03-11 RU RU2002106345A patent/RU2211306C1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2529080C1 (en) * | 2013-06-04 | 2014-09-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells |
| RU2811109C1 (en) * | 2023-06-06 | 2024-01-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Polymer composition for water isolation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU777258B2 (en) | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores | |
| US6364945B1 (en) | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores | |
| CA2992553A1 (en) | Cement activator composition for treatment of subterranean formations | |
| AU2003262106B2 (en) | Improved permeable cement composition and method for preparing the same | |
| RU2553807C1 (en) | Gas-blocking plugging material for cementing horizontal wells with small annular gaps | |
| NO20160727A1 (en) | Fluorinated carbon dioxide swellable polymers and method of use | |
| RU2326922C1 (en) | Well intervention composition | |
| US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
| AU2003248005A1 (en) | Sealing composition | |
| RU2211306C1 (en) | Composition for repair and waterproofing operations in wells | |
| RU2347897C1 (en) | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well | |
| CN102102012A (en) | Selective plugging agent for horizontal well and preparation method thereof | |
| RU2723416C1 (en) | Method of repair-insulation works in oil and gas well | |
| CN108728067A (en) | Composition and its preparation method and application with selective water plugging function | |
| RU2398095C1 (en) | Method for string cementing in well using cement mortar with erosion properties | |
| RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
| RU2670298C1 (en) | Blocking composition for isolating absorbing zones during drilling and workover operations of wells | |
| RU2008101025A (en) | METHOD FOR INSULATING SOIL WATER FLOW IN GAS WELLS | |
| RU2032068C1 (en) | Compound for insulation of formation waters, elimination of inter-formation and annular space crossflows | |
| RU2196877C2 (en) | Composition for formation waters shutoff in oil and gas wells | |
| RU2424418C1 (en) | Procedure for repair-isolation operations in well | |
| RU2527443C1 (en) | Compound for removal of fluids crossflow behind production strings in oil and gas wells | |
| SU692982A1 (en) | Plugging composition | |
| RU2157880C1 (en) | Composition for insulation of water inflow in well | |
| RU2172820C1 (en) | Method of development of nonuniform oil pool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180716 |