RU2213212C2 - Composition for regulation of oil deposit development - Google Patents
Composition for regulation of oil deposit developmentInfo
- Publication number
- RU2213212C2 RU2213212C2 RU2001133116A RU2001133116A RU2213212C2 RU 2213212 C2 RU2213212 C2 RU 2213212C2 RU 2001133116 A RU2001133116 A RU 2001133116A RU 2001133116 A RU2001133116 A RU 2001133116A RU 2213212 C2 RU2213212 C2 RU 2213212C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- surfactant
- exopolysacharide
- alum
- Prior art date
Links
- 0 CC(*)(CC(*)(*)*)C(*)(N*)I Chemical compound CC(*)(CC(*)(*)*)C(*)(N*)I 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к скважинной разработке нефтяных месторождений. The invention relates to the oil industry, namely to the downhole development of oil fields.
Известна гелеобразующая композиция для обработки нефтяных скважин, содержащая простой эфир целлюлозы, неорганическую соль трехвалентного хрома, в частности, хромкалиевые квасцы, щелочь и воду (авт. св. СССР 1392077). В качестве простого эфира используется оксиэтилцеллюлоза, глицидированная оксиэтилцеллюлоза или смесь карбоксиметилцеллюлозы с оксиэтилцеллюлозой и дополнительно натриевая или калиевая соль соляной или азотной кислот и натриевая или калиевая соль ортофосфорной кислоты. Known gel-forming composition for treating oil wells containing cellulose ether, an inorganic salt of trivalent chromium, in particular, potassium alum, alkali and water (ed. St. USSR 1392077). The ether used is hydroxyethyl cellulose, glycidated hydroxyethyl cellulose or a mixture of carboxymethyl cellulose with hydroxyethyl cellulose, and additionally the sodium or potassium salt of hydrochloric or nitric acid and the sodium or potassium salt of orthophosphoric acid.
Основным недостатком известной композиции является ее сложность, трудоемкость получения и дороговизна. Кроме того, мгновенное после смешения компонентов гелеобразование исключает закачку указанной композиции в низкопроницаемые глубоко залегающие коллекторы. The main disadvantage of the known composition is its complexity, the complexity of obtaining and high cost. In addition, instant gelation after mixing of the components precludes the injection of the specified composition into low-permeability deep-seated reservoirs.
Для изоляции притока пластовых вод в скважину используются биополимеры, например растворы гетерополисахарида, продуцируемого Xanthomonas campestris (авт.свид. СССР 1051226) Acinetobacter sp (авт. св. СССР 1726732). To isolate the inflow of formation water into the well, biopolymers are used, for example, solutions of the heteropolysaccharide produced by Xanthomonas campestris (auth. USSR. 1051226) Acinetobacter sp (auth. St. USSR 1726732).
Известные гетерополисахариды, в т.ч. ксантан, не обеспечивают требуемого изменения фильтрационного сопротивления при всем многообразии геологофизических условий. Known heteropolysaccharides, incl. xanthan, do not provide the required change in filtration resistance with all the variety of geological and physical conditions.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий водный раствор полиакриламида и в качестве сшивающего агента хромкалиевые квасцы (авт. св. СССР 985255). A known composition for isolating water inflow into a well containing an aqueous solution of polyacrylamide and potassium chromium alum as a crosslinking agent (ed. St. USSR 985255).
Однако этот состав недостаточно эффективен при низких концентрациях полимера и вследствие активной адсорбции катиона хрома на пороге при высокой концентрации полимера, приводящей к снижению прочности сшитого полимера. However, this composition is not effective enough at low polymer concentrations and due to the active adsorption of the chromium cation on the threshold at a high polymer concentration, which leads to a decrease in the strength of the crosslinked polymer.
Близким техническим решением к предлагаемому изобретению является состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий экзополисахарид, содержащий 1-30 вес.% уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромкалиевые квасцы и воду (пат. РФ 2107811). Соотношение компонентов в составе, мас.%:
Экзополисахарид - 0,001 - 1,0
Хромкалиевые квасцы - 0,002 - 0,04
Вода - Остальное до 100%
Однако этот состав недостаточно эффективен, т.к. при высокой концентрации полимера, сшитого хромкалиевыми квасцами, состав при закачке в пласт обладает пониженной прочностью и хрупкостью.A close technical solution to the present invention is a composition for regulating the development of oil fields, including an exopolysaccharide containing 1-30 wt.% Uronic acids and produced by Azotobacter Vinelandii (Lipman) FC-1 VKPM B-5933 in the form of a culture fluid, chrome potassium alum and water ( Pat. RF 2107811). The ratio of components in the composition, wt.%:
Exopolysaccharide - 0.001 - 1.0
Chromium Alum - 0.002 - 0.04
Water - The rest is up to 100%
However, this composition is not effective enough, because at a high concentration of polymer crosslinked by potassium chromium alum, the composition, when injected into the formation, has reduced strength and brittleness.
Цель данного изобретения - улучшение реологических свойств состава, повышение эластичности состава, что в свою очередь приводит к его прочности. The purpose of this invention is to improve the rheological properties of the composition, increasing the elasticity of the composition, which in turn leads to its strength.
Поставленная цель достигается тем, что состав по прототипу дополнительно содержит поверхностно-активное вещество ПАВ из класса этоксилированных эфиров сорбитана общей формулой
где +x+y+z =20;
R - монолаурат, монопальмитат, моноалеат, триолеат, линолеат.This goal is achieved in that the composition of the prototype additionally contains a surfactant surfactant from the class of ethoxylated sorbitan esters of the General formula
Where + x + y + z = 20;
R is monolaurate, monopalmitate, monoaleate, trioleate, linoleate.
При этом соотношение компонентов в составе следующее, мас.%:
Указанный экзополисахарид - 0,001 - 1,0
Хромкалиевые квасцы - 0,002 - 0,04
Указанное ПАВ - 0,02 - 0,1
Вода - Остальное до 100%
Использование предложенного ПАВ позволяет получить очень прочную, эластичную и объемную структуру, причем изменяя соотношения компонентов, входящих в заявляемый состав, позволяет регулировать время образования эластичной объемной структуры в широком диапазоне изменений геолого-физических условий пласта.The ratio of the components in the composition is the following, wt.%:
The specified exopolysaccharide is 0.001 to 1.0
Chromium Alum - 0.002 - 0.04
Specified surfactant - 0.02 - 0.1
Water - The rest is up to 100%
Using the proposed surfactant allows you to get a very strong, elastic and volumetric structure, and by changing the ratio of the components included in the inventive composition, you can adjust the time of formation of an elastic volumetric structure in a wide range of changes in the geological and physical conditions of the formation.
Экзополисахарид, содержащий 1-30 вес.% уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, обладает высокими гелеобразующими свойствами, которые к сожалению не удается сохранить при повышенных температурах и больших напряжениях сдвига. The exopolysaccharide containing 1-30 wt.% Uronic acids and produced by Azotobacter Vinelandii (Lipman) FC-1 VKPM B-5933 in the form of a culture fluid has high gelling properties, which unfortunately cannot be maintained at elevated temperatures and high shear stresses.
Устранить этот недостаток позволило использование в составе ПАВ указанной формулы, за счет которого произошла сшивка полимерных молекул с молекулами квасцов с образованием в растворе очень эластичной и разветвленной сетки. This drawback was eliminated by the use of the specified formula in the surfactant composition, due to which crosslinking of polymer molecules with alum molecules occurred with the formation of a very flexible and branched network in the solution.
Предлагаемое техническое решение иллюстрируется следующими примерами
Пример 1
Предварительно осуществляют известным способом биосинтез экзополисахарида с содержанием уроновых кислот в интервале 1-30% с помощью штамма Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (пат. РФ 2073712).The proposed technical solution is illustrated by the following examples.
Example 1
Preliminarily, a biosynthesis of exopolysaccharide with a uronic acid content in the range of 1-30% is carried out using the Azotobacter Vinelandii (Lipman) strain FC-1 VKPM B-5933 in the form of a culture fluid (US Pat. RF 2073712).
Пример 2
Приготовление состава в лабораторных условиях осуществляли следующим образом: в стеклянный стакан с мешалкой наливали культуральную жидкость экзополисахарида из примера 1 и воду. После тщательного перемешивания в стакан добавляли одновременно требуемое количество хромкалиевых квасцов и ПАВ. Снова перемешивали до получения однородной массы. Приготовленный таким образом состав разделяли на две части:
первую термостатировали при 20oC, а вторую при 60oC. После окончания гелеобразования определяли предельное напряжение сдвига на приборе Rhcogel-90M.Example 2
The preparation of the composition in laboratory conditions was carried out as follows: the exopolysaccharide culture liquid from Example 1 and water were poured into a glass beaker with a stirrer. After thorough mixing, the required amount of potassium alum and surfactant was simultaneously added to the glass. Again mixed until a homogeneous mass. Thus prepared composition was divided into two parts:
the first was thermostated at 20 o C, and the second at 60 o C. After gelation was completed, the ultimate shear stress was determined on an Rhcogel-90M instrument.
Примеры предлагаемых составов и результаты испытаний приведены в таблице. Examples of the proposed compositions and test results are shown in the table.
В промысловых условиях наиболее наглядным доказательством успешности работы изоляционного состава может явиться либо изменение обводненности добываемой продукции (при обработке добывающей скважины), либо изменение профиля приемистости (при обработке нагнетательной скважины) при закачке составов с последующим снижением обводненности жидкости в добывающих скважинах. In field conditions, the most obvious evidence of the success of the insulation composition can be either a change in the water content of the produced products (during processing of the production well) or a change in the injectivity profile (during processing of the injection well) during injection of compositions with a subsequent decrease in the water content of the liquid in the production wells.
Приготовление раствора заявляемого состава на промысле осуществляли в емкостях цементировочного агрегата, подсоединенного к нагнетательной скважине и снабженного насосами для перемешивания. После получения однородной массы насосом доводят полученный раствор через колонну насосно-компрессорных труб до забоя скважины и продавливают его в пласт. В качестве продавочной жидкости использовали пресную воду. The preparation of a solution of the claimed composition in the field was carried out in the tanks of a cementing unit connected to an injection well and equipped with pumps for mixing. After obtaining a homogeneous mass, the pump brings the resulting solution through the tubing string to the bottom of the well and push it into the formation. Fresh water was used as a squeezing liquid.
Проведенные опытные закачки на месторождении в Татарии показали, что применение предложенных составов обеспечивает при обработке добывающих скважин дополнительную добычу нефти в количестве 250 т/на 1 т закаченного состава, при обработке нагнетательных скважин - перераспределение в профиле приемистости и снижении обводненности в добывающих скважинах на 10-40%. Experimental injections at a field in Tataria showed that the use of the proposed formulations provides additional oil production in the amount of 250 tons per 1 ton of injected composition during processing of production wells, while redistribution in the injection profile and reduction of water cut in production wells by 10- 40%
Claims (1)
где +x+y+z= 20,
R - монолаурат, монопальмитат, моноалеат, триолеат, линолеат, при соотношении компонентов в составе, мас. %:
Указанный экзополисахарид - 0,001-1,0
Хромкалиевые квасцы - 0,002-0,04
Указанное ПАВ - 0,02-0,1
Вода - ОстальноеComposition for regulating the development of oil fields, including exopolysaccharide containing 1-30 weight. % uronic acids and produced by Azotobacter Vinelandii (Lipman) FM-1 VKPM B-5933 in the form of a culture fluid, chrome potassium alum and water, characterized in that the composition additionally contains a surfactant from the class of ethoxylated sorbitan esters of the general formula
Where + x + y + z = 20,
R - monolaurate, monopalmitate, monoaleate, trioleate, linoleate, with a ratio of components in the composition, wt. %:
The specified exopolysaccharide is 0.001-1.0
Chromium Alum - 0.002-0.04
The specified surfactant is 0.02-0.1
Water - Else
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001133116A RU2213212C2 (en) | 2001-12-11 | 2001-12-11 | Composition for regulation of oil deposit development |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001133116A RU2213212C2 (en) | 2001-12-11 | 2001-12-11 | Composition for regulation of oil deposit development |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2001133116A RU2001133116A (en) | 2003-08-20 |
RU2213212C2 true RU2213212C2 (en) | 2003-09-27 |
Family
ID=29777169
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001133116A RU2213212C2 (en) | 2001-12-11 | 2001-12-11 | Composition for regulation of oil deposit development |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2213212C2 (en) |
-
2001
- 2001-12-11 RU RU2001133116A patent/RU2213212C2/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
US5975206A (en) | Acid gels for fracturing subterranean formations | |
US7134497B1 (en) | Foamed treatment fluids and associated methods | |
EP0163459A1 (en) | Oil field cements | |
EA015579B1 (en) | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids | |
DE3877411T2 (en) | WELAN RUBBER IN CEMENT COMPOSITION. | |
US7407916B2 (en) | Foamed treatment fluids and associated methods | |
US3024191A (en) | Fracturing earth formations | |
CN111763511B (en) | Preparation and liquid preparation method of integrated self-crosslinking thickener modified polymer for fracturing | |
CN113789164A (en) | Multifunctional emulsion type thickening agent for fracturing and preparation method thereof | |
EP0146981A1 (en) | Novel applications of scleroglucane in the treatment of oil wells and oil drilling installations | |
CN109666464A (en) | A kind of drilling fluid closure type polymer filtrate reducer and preparation method thereof and drilling fluid | |
US4548268A (en) | Method for oil recovery using a polymer containing fluid | |
RU2213212C2 (en) | Composition for regulation of oil deposit development | |
RU2763498C1 (en) | Salt of monochloroacetic acid with a chelating agent for delayed acidification in the petroleum industry | |
RU2107811C1 (en) | Compound for regulating development of oil deposits | |
RU2754527C1 (en) | Grouting polymer composition for high temperatures | |
JPH0139686B2 (en) | ||
MX2009000251A (en) | The use of dicarbonyl compounds to increase the temperature stability of biopolymers during crude oil and natural gas exploration. | |
CA2642244C (en) | Foamed treatment fluids and associated methods | |
RU2260682C1 (en) | Well shutting compound | |
RU2254353C1 (en) | Drilling mud for boring permafrost | |
RU2757626C1 (en) | Blocking biopolymer composition | |
RU2737605C1 (en) | Hydraulic fracturing composition | |
CN115074102B (en) | Viscosity reducer for oil displacement of high-wax-content common heavy oil reservoir, and preparation method and application thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071212 |