RU2224102C1 - Method for isolating water influxes or absorption areas in a well - Google Patents
Method for isolating water influxes or absorption areas in a well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2224102C1 RU2224102C1 RU2003110537/03A RU2003110537A RU2224102C1 RU 2224102 C1 RU2224102 C1 RU 2224102C1 RU 2003110537/03 A RU2003110537/03 A RU 2003110537/03A RU 2003110537 A RU2003110537 A RU 2003110537A RU 2224102 C1 RU2224102 C1 RU 2224102C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- hydrochloric acid
- dispersion
- syenite
- gel
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине.The invention relates to the oil industry and may find application in the isolation of water inflows or absorption zones in a well.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку через нагнетательную скважину в пласт в виде оторочки гелеобразующей жидкости на основе нефелина, соляной кислоты и воды, продавливание ее в пласт водой, остановку скважины на период гелеобразования и пуск скважины под закачку (Патент РФ №2089723, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1997.09.10).A known method of developing oil fields, including injection through an injection well into the formation in the form of a rim of a gel-forming fluid based on nepheline, hydrochloric acid and water, forcing it into the formation with water, stopping the well for the period of gelation and starting the well for injection (RF Patent No. 2089723, cl E 21 B 43/22, publ. 1997.09.10).
Известный способ предполагает смешение компонентов гелеобразующей жидкости перед закачкой, что отрицательно сказывается на жизнеспособности смеси и снижает технологические свойства способа.The known method involves mixing the components of a gelling liquid before injection, which negatively affects the viability of the mixture and reduces the technological properties of the method.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ воздействия на карбонатный порово-трещиноватый коллектор путем закачивания в пласт через скважину гелеобразующего раствора на основе нефелина и соляной кислоты, продавливающей жидкости - нефти, проведения технологической выдержки и закачки 10-17%-ного раствора соляной кислоты. При этом в скважине происходит изоляция водопритоков или зон поглощения (Патент РФ №2171370, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 2001.07.27 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of impacting a carbonate pore-fractured reservoir by injecting into the formation through a well a gel-forming solution based on nepheline and hydrochloric acid, forcing fluid-oil, carrying out technological aging and injection of a 10-17% hydrochloric acid solution . In this case, isolation of water inflows or absorption zones occurs in the well (RF Patent No. 2171370, class E 21 B 43/22, publ. 2001.07.27 - prototype).
Известный способ предусматривает последовательную закачку компонентов гелеобразующего материала, что улучшает технологические свойства способа. Однако способ недостаточно технологичен из-за присутствия отвердителя (соляной кислоты) в одном из компонентов гелеобразующего материала и недостаточно эффективен при изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине из-за слабой реакционной способности основного гелеобразующего компонента - нефелина.The known method involves the sequential injection of the components of the gelling material, which improves the technological properties of the method. However, the method is not technologically advanced due to the presence of a hardener (hydrochloric acid) in one of the components of the gelling material and is not effective enough to isolate water inflows or absorption zones in the well due to the weak reactivity of the main gelling component - nepheline.
В изобретении решается задача повышения технологичности проведения работ и эффективности изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине.The invention solves the problem of improving the manufacturability of the work and the efficiency of isolation of water inflows or absorption zones in the well.
В способе изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине, включающем последовательную закачку в скважину гелеобразующего материала на основе нефелина, разделителя и водного раствора соляной кислоты 14-16%-ной концентрации, в качестве указанного гелеобразующего материала используют дисперсию концентрата сиенитового алюмощелочного в жидкости-носителе при их объемном соотношении соответственно 1:(1,9-2,1) и объемном соотношении указанной дисперсии и указанного водного раствора соляной кислоты соответственно (0,9-1,1):1.In a method for isolating water inflows or absorption zones in a well, comprising sequentially injecting into the well a gelling material based on nepheline, a separator and an aqueous solution of hydrochloric acid of 14-16% concentration, a dispersion of syenite alumina alkali concentrate in a carrier fluid is used as said gelling material their volume ratio, respectively, 1: (1.9-2.1) and the volume ratio of the specified dispersion and the specified aqueous solution of hydrochloric acid, respectively (0.9-1.1): 1.
Признаками изобретения являютсяThe features of the invention are
1) последовательная закачка в скважину гелеобразующего материала, разделителя и водного раствора соляной кислоты;1) sequential injection into the well of a gelling material, a separator and an aqueous solution of hydrochloric acid;
2) использование в качестве гелеобразующего материала дисперсии концентрата сиенитового алюмощелочного;2) use as a gelling material a dispersion of a syenite alumina alkali concentrate;
3) то же в жидкости-носителе;3) the same in the carrier fluid;
4) то же при объемном соотношении дисперсии концентрата сиенитового алюмощелочного и жидкости-носителя соответственно 1:(1,9-2,1);4) the same when the volume ratio of the dispersion of the concentrate syenite alumina alkaline and carrier fluid, respectively, 1: (1.9-2.1);
5) применение водного раствора соляной кислоты 14-16%-ной концентрации;5) the use of an aqueous solution of hydrochloric acid of 14-16% concentration;
6) объемное соотношении дисперсии концентрата сиенитового алюмощелочного в жидкости-носителе и водного раствора соляной кислоты соответственно (0,9-1,1):1.6) the volume ratio of the dispersion of the syenite alumina alkali concentrate in the carrier fluid and the aqueous hydrochloric acid solution, respectively (0.9-1.1): 1.
Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-6 являются отличительными признаками изобретения.Sign 1 is common with the prototype, signs 2-6 are the hallmarks of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи происходит обводнение добываемой нефти вследствие прохождения рабочего агента по наиболее проницаемым зонам залежи. Для снижения обводненности нефти проводят работы по изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине. Существующие способы изоляции не всегда отличаются высокой технологичностью вследствие опасности преждевременного схватывания гелеобразующего состава и невысоким качеством изоляции из-за создания недостаточно прочного геля. В предложенном способе решается задача повышения технологичности и качества изоляционных работ. Задача решается следующим образом.During the development of an oil reservoir, the produced oil is flooded due to the passage of the working agent through the most permeable zones of the reservoir. To reduce the water cut of oil, work is carried out to isolate water inflows or absorption zones in the well. Existing methods of insulation are not always distinguished by high manufacturability due to the danger of premature setting of the gel-forming composition and low quality of insulation due to the creation of an insufficiently strong gel. The proposed method solves the problem of improving the manufacturability and quality of insulation work. The problem is solved as follows.
При изоляции водопритоков или зон поглощения последовательно закачивают в скважину гелеобразующий материал, разделитель и водный раствор соляной кислоты 14-16%-ной концентрации. В качестве гелеобразующего материала используют дисперсию концентрата сиенитового алюмощелочного в жидкости-носителе при объемном соотношении концентрата сиенитового алюмощелочного и жидкости-носителе соответственно 1:(1,9-2,1). Объемное соотношение дисперсии концентрата сиенитового алюмощелочного в жидкости-носителе и водного раствора соляной кислоты устанавливают соответственно (0,9-1,1):1.When isolating water inflows or absorption zones, gelling material, a separator and an aqueous solution of hydrochloric acid of 14-16% concentration are sequentially pumped into the well. As a gel-forming material, a dispersion of syenite alumina alkali concentrate in a carrier fluid is used with a volume ratio of syenite alumina alkali concentrate and carrier fluid, respectively, 1: (1.9-2.1). The volume ratio of the dispersion of the syenite alumina alkali concentrate in the carrier fluid and the aqueous hydrochloric acid solution is set respectively (0.9-1.1): 1.
Концентрат сиенитовый алюмощелочной получают из апатит-нефелиновых руд. Выпускается по ТУ 5726-047-00203938-97. Концентрат содержит 75,0-80,0% чистого минерала нефелина. Используется в строительной индустрии в качестве составляющей при изготовлении строительных материалов, а также в стекольной промышленности и производстве керамики.Syenite alumina alkali concentrate is obtained from apatite-nepheline ores. Available in accordance with TU 5726-047-00203938-97. The concentrate contains 75.0-80.0% of the pure nepheline mineral. It is used in the construction industry as a component in the manufacture of building materials, as well as in the glass industry and ceramics.
Технические характеристики: внешний вид - кристаллический порошок темно-серого цвета; содержание оксида алюминия - не менее 26,00%, содержание оксида кремния - не более 46,00%, содержание оксидов натрия и калия - не менее 18,00%, содержание оксида железа - не более 3,50%, влажность - 1, 00±0,50%.Specifications: appearance - crystalline powder of a dark gray color; the content of aluminum oxide is not less than 26.00%, the content of silicon oxide is not more than 46.00%, the content of sodium and potassium oxides is not less than 18.00%, the content of iron oxide is not more than 3.50%, humidity is 1, 00 ± 0.50%.
Минералогический состав, %: апатит - 0,30-0,60, нефелин - 75,00-80,00, эгирин - 4,00-6,00, сфен - 0,40-0,70, микроклин - 10,00-14,00, титаномагнетит - 0,20-0,40, гидрослюды - 1,00-3,00, лепидомелан - 0,20-0,40.Mineralogical composition,%: apatite - 0.30-0.60, nepheline - 75.00-80.00, aegirine - 4.00-6.00, sphene - 0.40-0.70, microcline - 10.00 -14.00, titanomagnetite - 0.20-0.40, hydromica - 1.00-3.00, lepidomelan - 0.20-0.40.
Размер частиц используемого концентрата сиенитового алюмощелочного составляет 0,07-0,16 мм.The particle size of the used syenite alumina alkali concentrate is 0.07-0.16 mm.
В качестве жидкости-носителя используют воду или водные растворы, углеводородную жидкость, например нефть, и пр.As the carrier fluid, water or aqueous solutions, a hydrocarbon liquid, for example oil, etc. are used.
В качестве разделителя используют углеводородную жидкость, например нефть.A hydrocarbon liquid, for example oil, is used as a separator.
Дисперсия концентрата сиенитового алюмощелочного имеет неограниченную жизнеспособность в жидкости-носителе и сохраняет ее в пластовых условиях до подхода раствора соляной кислоты. Этим определяются высокие технологические свойства, т.е. высокая жизнеспособность дисперсии.The dispersion of the syenite alumina alkali concentrate has unlimited viability in the carrier fluid and retains it in reservoir conditions until the hydrochloric acid solution approaches. This determines high technological properties, i.e. high viability of the dispersion.
При контакте с раствором соляной кислоты 14-16%-ной концентрации наступает резкое нарастание вязкости, схватывание и твердение концентрата сиенитового алюмощелочного, происходит образование прочного геля и изоляция водопритоков или зон поглощения в скважине. Концентрация 14-16% является оптимальной для проведения процесса схватывания и твердения гелеобразующего материала. То же можно сказать и о соотношении дисперсии и водного раствора соляной кислоты (0,9-1,1):1.Upon contact with a solution of hydrochloric acid of 14-16% concentration, a sharp increase in viscosity occurs, setting and hardening of the syenite alumina alkali concentrate, formation of a strong gel and isolation of water inflows or absorption zones in the well. A concentration of 14-16% is optimal for the setting and hardening of the gelling material. The same can be said about the ratio of the dispersion and the aqueous solution of hydrochloric acid (0.9-1.1): 1.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Проводят обработку призабойной зоны в нефтедобывающей скважине в интервале перфорации 2360-2368 м. В интервал перфорации закачивают 2,5 м3 дисперсии концентрата сиенитового алюмощелочного в воде (жидкости-носителе) при объемном соотношении в дисперсии концентрата сиенитового алюмощелочного и воды соответственно 1:2, закачивают 0,2 м3 нефти (разделителя) и 2,5 м3 14%-ного водного раствора соляной кислоты. Проводят технологическую выдержку в течение 2 ч и запускают скважину в эксплуатацию. В результате обработки обводненность нефти снизилась с 99 до 64% при сохранении дебита на уровне 50-60 м3/сут.The bottom-hole zone is treated in an oil well in the perforation interval of 2360-2368 m. 2.5 m 3 of dispersion of syenite alumina alkali concentrate in water (carrier fluid) is pumped into the perforation interval with a volume ratio of dispersion of syenite alumina alkali concentrate and water, respectively, 1: 2, 0.2 m 3 of oil (separator) and 2.5 m 3 of a 14% aqueous hydrochloric acid solution are pumped. Spend technological exposure for 2 hours and launch the well into operation. As a result of processing, the water cut of oil decreased from 99 to 64% while maintaining a flow rate of 50-60 m 3 / day.
Применение предложенного способа позволит повысить технологичность проведения работ и эффективность изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине.Application of the proposed method will improve the manufacturability of the work and the efficiency of isolation of water inflows or absorption zones in the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003110537/03A RU2224102C1 (en) | 2003-04-15 | 2003-04-15 | Method for isolating water influxes or absorption areas in a well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003110537/03A RU2224102C1 (en) | 2003-04-15 | 2003-04-15 | Method for isolating water influxes or absorption areas in a well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2224102C1 true RU2224102C1 (en) | 2004-02-20 |
Family
ID=32173599
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003110537/03A RU2224102C1 (en) | 2003-04-15 | 2003-04-15 | Method for isolating water influxes or absorption areas in a well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2224102C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2575488C2 (en) * | 2014-05-08 | 2016-02-20 | Фарид Альфредович Губайдуллин | Cellulose flour for shutoff of water-bearing or watered layers in order to increase production rate and method for its manufacturing |
RU2597383C1 (en) * | 2015-11-12 | 2016-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for increasing oil displacement |
-
2003
- 2003-04-15 RU RU2003110537/03A patent/RU2224102C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2575488C2 (en) * | 2014-05-08 | 2016-02-20 | Фарид Альфредович Губайдуллин | Cellulose flour for shutoff of water-bearing or watered layers in order to increase production rate and method for its manufacturing |
RU2597383C1 (en) * | 2015-11-12 | 2016-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for increasing oil displacement |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104087280B (en) | A kind of low-permeability oil deposit carbon dioxide non-phase-mixing driving presses down alters closure system and method for blocking | |
US20120204764A1 (en) | Method for Wellbore Servicing to Enhance the Mechanical Strength of Cement Using Electrochemically Activated Water | |
EP1319798A1 (en) | Sealing subterranean zones | |
US10202540B2 (en) | Zirconium gel particle combination flooding system and preparation method thereof | |
CN106479477B (en) | Encapsulated solid acid and preparation and application thereof | |
CN109761547A (en) | A kind of well cementing mortar architecture of suitable shale gas horizontal well large size staged fracturing | |
RU2224102C1 (en) | Method for isolating water influxes or absorption areas in a well | |
RU2352771C2 (en) | Method of applying modified polymer compositions for increased oil withdrawal of formations | |
CN108084984B (en) | A kind of agent for releasing for reducing guanidine gum fracturing fluid and being injured in sandstone reservoir | |
CN103571445B (en) | A kind of silicate plugging agent for oil-well water plugging and using method thereof | |
US7475727B2 (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
CN110156362A (en) | A kind of cement-based material self repairing agent and its application by sulfate radical excitation | |
CN112778990B (en) | Sewage mixing temporary plugging agent for oilfield water injection well and preparation method thereof | |
CN110330958B (en) | Method for improving water absorption profile by profile control and acidification combination | |
RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2293102C1 (en) | Formulation to shut off water inflow into producing well and to control intake capacity profile of injecting wells | |
CN110804427A (en) | Degradable temporary plugging material for low-pressure gas well killing and preparation method thereof | |
CN104481478A (en) | Method for plugging large pore passage in polymer flooding corresponding oil well to prevent polymer breakthrough and treating agent used by method | |
RU2684932C1 (en) | Method for repair and insulation works in well | |
RU2187628C1 (en) | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure | |
RU2158350C1 (en) | Method of shutoff of water inflow into well | |
RU2125157C1 (en) | Compound for isolation of brine water inflow | |
RU2374425C1 (en) | Method of productive stratum treatment with water shut-off agent | |
RU2175053C1 (en) | Procedure leveling profile of acceptance of injection wells | |
CN115725289B (en) | Phenolized modified lignin-based channeling sealing agent 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: 20130416 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140120 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170416 |