RU2293102C1 - Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин - Google Patents
Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2293102C1 RU2293102C1 RU2005129812/03A RU2005129812A RU2293102C1 RU 2293102 C1 RU2293102 C1 RU 2293102C1 RU 2005129812/03 A RU2005129812/03 A RU 2005129812/03A RU 2005129812 A RU2005129812 A RU 2005129812A RU 2293102 C1 RU2293102 C1 RU 2293102C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- composition
- water
- formulation
- alkali
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин в слоисто-неоднородных и трещиноватых коллекторах. Технический результат - повышение прочностных и адгезионных свойств состава при одновременном получении однородной эластичной системы и обеспечении глубокого проникновения состава в высокопроницаемый пласт, более полного перекрытия поровых каналов и перераспределения на низкопроницаемые, неохваченные заводнением зоны, расширение диапазона гелеобразования состава, повышение его стабильности и расширение технологических возможностей состава. Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий водорастворимый полимер, щелочь и воду, дополнительно содержит ацетоноформальдегидную смолу, в качестве полимера он содержит полиакриламид или полиэтиленоксид, в качестве щелочи он содержит едкий натр или калий или каустическую соду при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид или полиэтиленоксид - 0,05-0,5, едкий натр или калий или каустическая сода - 1,0- 5,0, ацетоноформальдегидная смола - 2,0-90,0, вода - остальное. 2 табл.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин в слоисто-неоднородных и трещиноватых коллекторах.
Известен полимерный тампонажный состав для ограничения водопритока, изоляции зон поглощений в скважинах, содержащий ацетоноформальдегидную смолу, мочевину, метасиликат натрия или калия и воду (Авт. св. №1350331 СССР, МПК Е 21 В 33/138, опубл. 1987 г.).
В известном составе при взаимодействии указанных реагентов происходит процесс образования геля, что позволяет использовать его для изоляции притока воды.
Недостатком состава является то, что при введении метасиликата натрия или калия в ацетоноформальдегидную смолу происходит процесс отверждения, в результате образуется твердая или упругая пластмасса с низкой фильтруемостью, которая не дает возможности проникнуть им в мелкие зазоры и трещины на большое расстояние и создать изоляционный экран большого радиуса, что отрицательно сказывается на закупоривающей способности состава и качестве изоляции.
Кроме того, данный состав подвержен разрушению при депрессии в пласте, в результате нарушается сплошность экрана, сцепление со стенкой скважины и снижается эффективность изоляции.
Известен состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков, включающий щелочь, водорастворимый полимер и воду (патент №2147671 РФ, МПК7 Е 21 В 33/138, 43/32, опубл. 20.04.2000). Для приготовления состава в качестве щелочи используют гумат натрия, в качестве полимера - полиакриламид или карбоксиметил-целлюлозу, в качестве воды используют пресную воду. При смешении состава в пласте с минерализованными водами или специально закаченными оторочками растворов солей двух- и трехвалентных металлов происходит коагуляция и осаждение гуминовых веществ с образованием объемных и рыхлых осадков. Водорастворимый полимер увеличивает объем образующегося осадка и способствует образованию более крупных агрегатов гуминовых веществ, что повышает эффективность действия состава в высокопроницаемых пластах. Однако образованные объемные осадки в обводненных высокопроницаемых зонах и пропластках недостаточно эффективно способствуют изоляции водопритока в добывающую скважину и регулированию профиля приемистости нагнетательных скважин из-за низкой прочности и стабильности состава и отсутствия адгезии.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий водорастворимый полимер, щелочь и воду (см. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение // М.: Недра. - 1989. - С.42-48). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, в качестве щелочи - едкий натр или кальцинированную соду. Применение смеси полимера и щелочи в соотношении 1:1 при концентрации реагентов в растворе 0,1% позволяет максимально повысить фильтруемость состава за счет снижения вязкости и адсорбции полимера. Образуется неоднородная система, представляющая собой объемные и рыхлые осадки, в которой молекулы полимера связывают отдельные частицы осадка в более плотные агрегаты.
Недостатком известного состава является низкая эффективность изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин в слоисто-неоднородных и трещиноватых коллекторах за счет отсутствия эластичных свойств и способности к обратимым деформациям получаемого осадка, недостаточно высоких прочностных и адгезионных свойств в пористой среде, обеспечивающих глубокое проникновение в пласт и прочность сцепления состава с породой. Кроме того, при контакте состава с минерализованной пластовой водой резко возрастает его вязкость, и образуются плотные агрегаты, которые не способны проникать на значительную глубину пласта и формировать водоизоляционный экран. Ограничение используемых компонентов состава и их количественного соотношения сужает технологические возможности использования состава.
Технической задачей предложения является повышение прочностных и адгезионных свойств состава при одновременном получении однородной эластичной системы и обеспечении глубокого проникновения состава в высокопроницаемый пласт, более полного перекрытия поровых каналов и перераспределения на низкопроницаемые, неохваченные заводнением зоны, расширение диапазона гелеобразования состава, повышение его стабильности и расширение технологических возможностей состава.
Поставленная задача решается тем, что состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий водорастворимый полимер, щелочь и воду, согласно предложению, дополнительно содержит ацетоноформальдегидную смолу, в качестве полимера он содержит полиакриламид или полиэтиленоксид, в качестве щелочи он содержит едкий натр или калий или каустическую соду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Полиакриламид или полиэтиленоксид | 0,05-0,5 |
| Едкий натр или калий или каустическая сода | 1,0-5,0 |
| Ацетоноформальдегидная смола | 2,0-90,0 |
| Вода | остальное |
При смешении ацетоноформальдегидной смолы с полиакриламидом или полиэтиленоксидом в присутствии едкого натра или калия или каустической соды и воды с минерализацией от 0,5 до 260 г/л происходит дополнительное структурирование метилольных групп с образованием однородной гомогенной системы. В результате протекания этой реакции образуется эластичный гель с широким диапазоном гелеобразования, обеспечивающий глубокое проникновение состава в высокопроницаемый пласт, полное перекрытие поровых каналов и перераспределение на низкопроницаемые, неохваченные заводнением зоны с образованием водоизоляционного экрана, представляющего собой прочную структуру с ярко выраженным синергетическим эффектом при определенном соотношении компонентов, что обеспечивает увеличение нефтеотдачи и ограничение водопритока в скважину. Дополнительное введение ацетоноформальдегидной смолы в состав повышает его стабильность, прочность сцепления с пористой средой.
Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин эффективен как на ранней, так и на поздней стадиях разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными и трещиноватыми коллекторами.
При приготовлении состава используют следующие реагенты:
в качестве водорастворимого полимера:
- полиакриламид (ПАА) - отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортные с молекулярной массой (3-15)·106;
- полиэтиленоксид (ПЭО) с молекулярной массой (1,5-10)·106;
в качестве щелочи:
- щелочные реагенты (едкий натр или калий (ГОСТ 2263-79), каустическая сода;
ацетоноформальдегидная смола (АЦФ) по ТУ 2228-006-48090685-2002, представляет собой однородную жидкость от светлого до коричневого цвета.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого состава, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый состав отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
Эффективность заявляемого состава определяют экспериментально по ниже описанным методикам.
Состав готовят следующим образом в различных массовых соотношениях.
Водорастворимый полимер (ПАА или ПЭО) готовят путем дозирования в воду с минерализацией от 0,5 до 260 г/л при перемешивании в течение одного часа. Затем в полученный раствор вводят ацетоноформальдегидную смолу и перемешивают не более 30 минут. В приготовленную композицию добавляют водный раствор едкого натра или калия или каустическую соду, перемешивают в течение 10-20 минут и оставляют на время гелеобразования. После чего измеряют сдвиговую прочность образовавшегося геля.
Время гелеобразования определяют по интервалу времени от момента смешения реагентов до момента потери текучести композиции и образования объемной структуры.
Прочностные и адгезионные свойства образующихся гелей оценивают значением сдвиговой прочности геля при скорости сдвига 1,4 с-1, измеренным на ротационном вискозиметре "Полимер РПЭ-1М".
Стабильность состава определяют по изменению прочностных свойств во времени: в начальный момент образования объемной структуры и через 12 месяцев.
Ниже приведены примеры, подтверждающие возможность осуществления предложения.
Пример 1 (соответствует п.38). Приготовление состава для изоляции водопритока в добывающую скважину.
Состав готовят при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Полиакриламид | 0,2 |
| Едкий натр | 2,0 |
| Ацетоноформальдегидная смола марки АЦФ-75 | 25,0 |
| Вода с минерализацией 0,5 г/л | 72,8 |
ПАА растворяют в воде и перемешивают в течение одного часа. Затем в полученный раствор добавляют ацетоноформальдегидную смолу и перемешивают с помощью механической мешалки в течение 30 минут. Затем в приготовленную композицию добавляют едкий натр и перемешивают в течение 10 минут. Отбирают половину приготовленной композиции для определения стабильности состава. Начальная вязкость состава составляет 25 мПа·с. Время гелеобразования - 2 часа. Сдвиговая прочность геля 1050 Па.
Отобранный состав стабилен, то есть не изменяет свои технологические показатели в течение 12 месяцев, прочность увеличилась в 1,5 раза.
Пример 2 (соответствует п.10). Приготовление состава для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Состав готовят при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| ПЭО | 0,05 |
| Каустическая сода | 1,5 |
| Ацетоноформальдегидная смола марки АЦФ-65 | 2,0 |
| Вода с минерализацией 60 г/л | 96,45 |
ПЭО растворяют в воде и перемешивают в течение одного часа. Затем в полученный раствор добавляют ацетоноформальдегидную смолу и перемешивают с помощью механической мешалки в течение 25 минут. Затем в приготовленную композицию добавляют каустическую соду и перемешивают в течение 15 минут. Отбирают половину приготовленной композиции для определения стабильности состава. Начальная вязкость полученного состава составляет 7,5 мПа·с. Время гелеобразования - 24 часа. Сдвиговая прочность геля - 350 Па.
Отобранный состав сохраняет стабильность, то есть не изменяет свои технологические показатели в течение 12 месяцев, прочность увеличилась в 1,5 раза.
Примеры по пп.13-18, 20-23, 25-34, 36, 38-75, 77-80 производят аналогично примеру 1.
Примеры по пп.10, 12, 29 производят аналогично примеру 2.
Результаты испытаний предлагаемого состава и состава прототипа приведены в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что величина сдвиговой прочности геля зависит от количественного содержания компонентов. Оптимальными концентрациями компонентов являются составы 10, 12-18, 20-23, 25-34, 36, 38-75, 77-80, при этом водорастворимого полимера 0,05-0,5 мас.%, щелочи 1,0-5,0 мас.%, ацетоноформальдегидной смолы 2,0-90,0 мас.%, воды - остальное.
При содержании в составе ацетоноформальдегидной смолы менее 2,0 мас.% сдвиговая прочность геля составляет 50 Па (состав 9) и несущественно отличается от прототипа 45 Па (состав 87).
При введении ацетоноформальдегидной смолы сдвиговая прочность предлагаемого состава увеличивается по сравнению с составом прототипа (составы 87, 88) и приводит к дополнительному структурированию и увеличению адгезионных свойств.
При содержании водорастворимого полимера менее 0,05 мас.% и щелочи менее 1,0 мас.% не происходит образование геля и при смешении с ацетоноформальдегидной смолой не приводит к образованию прочного состава (составы 1-8,11) и не обеспечивает эффективности изоляционных работ.
При увеличении содержания в составе ПАА или ПЭО более 0,5 мас.%, ацетоноформальдегидной смолы более 90 мас.% использовать состав нецелесообразно с экономической и с технологической точек зрения: из-за увеличения стоимости состава и снижения времени гелеобразования состава. При закачке в пласт состав не обеспечивает проникновение в пористую среду (составы 19, 24, 35, 37, 76, 81-86).
Из таблицы 1 видно, что дополнительное введение ацетоноформальдегидной смолы позволяет получить состав с улучшенными технологическими свойствами при одновременном получении однородной эластичной системы, что обеспечивает глубокое проникновение состава в высокопроницаемый пласт, более полное перекрытие поровых каналов и перераспределение на низкопроницаемые, неохваченные заводнением зоны. Расширяется диапазон гелеобразования состава и повышается его стабильность.
Для оценки эффективности изоляции и снижения водопритока проведены опыты на насыпных моделях пласта общепринятым методом. Модель пласта представляла собой металлическую трубку длиной 0,5 м, диаметром 0,03 м, набитую кварцевым песком определенной фракции. Модель пласта сначала вакуумировали, насыщали водой, определяли исходную проницаемость по воде, затем закачивали исследуемые составы. Размер оторочки состава от объема пор составлял 30%. Модель выдерживали в течение суток для полного гелеобразования, затем переворачивали и в обратном направлении определяли проницаемость по воде. Тем самым моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после проведения водоизоляционных работ. Во всех опытах перепад давления между торцами модели пласта составлял 0,1 МПа.
Эффект изоляции (Э) определяли по формуле:
Э=(K1-K2)/K1·100%;
где К1 - проницаемость по воде до закачки предлагаемого состава, мкм2;
К2 - проницаемость по воде после закачки предлагаемого состава, мкм2.
Результаты исследований представлены в таблице 2, при этом номера закачиваемых составов соответствуют номерам составов в таблице 1 (№ п/п).
Из таблицы 2 видно, что предлагаемый состав в отличие от прототипа обладает высокой эффективностью изоляции (98-100%) против 83-88% по прототипу.
Адгезионные свойства определяют по характеру разрушения образцов модели пласта. При разрушении образцов модели пласта предлагаемый состав не разрушается, а сохраняет структуру сшитого геля и остается прочно сцепленным с моделью пласта. Состав по прототипу не образует связанную структуру с моделью пласта, что дает возможность судить об увеличении адгезии предлагаемого состава.
Таким образом, приведенные результаты испытаний состава для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин свидетельствуют о возможности получения однородной эластичной системы (геля), обеспечивающей глубокое проникновение состава в высокопроницаемый пласт, более полного перекрытия поровых каналов и перераспределения на низкопроницаемые, неохваченные заводнением зоны, обладающих высокой прочностью и адгезией к породам пласта при одновременном расширении диапазона гелеобразования состава и повышения его стабильности.
Предложение позволяет повысить качество изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины и работ по регулированию профиля приемистости нагнетательных скважин, что обеспечивает получение дополнительной добычи нефти.
| Таблица 1 | ||||||||||||
| № п/п | Состав, мас % | Начальная вязкость, мПа·с | Прочность, Па | Время гелеобразования, ч | Прочность состава, Па | Примечание | ||||||
| Водораств. полимер | АЦФ | Щелочь | Вода | |||||||||
| ПАА | ПЭО | Едкий натр | Едкий калий | Кауст. сода | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| 1 | 0,01 | - | 2,0 | 1,0 | - | - | 96,99 | 1,2 | - | - | Геля нет | |
| 2 | 0,01 | 25 | 5,0 | 69,99 | 3,0 | осадок | ||||||
| 3 | 0,01 | 30 | - | 0,5 | 69,49 | 6,0 | Геля нет | |||||
| 4 | 0,01 | 50 | 5,0 | 44,99 | 10,0 | 3 | паста | |||||
| 5 | 0,01 | 60 | 5,0 | 34,99 | 23,0 | 1.5 | камень | |||||
| 6 | 0,01 | 70 | 5,0 | 24,99 | 62 | - | 1,0 | -"- | ||||
| 7 | 0,01 | 80 | 5,0 | - | - | 14,99 | 115 | - | 6,5 | загущение | ||
| 8 | 0,01 | 90 | 5,0 | 4,99 | 248 | 0,5 | камень | |||||
| 9 | 0,05 | 1,5 | 1,5 | 96,95 | 6,0 | 50 | 36 | Гель слабый | ||||
| 10 | 0,05 | 2,0 | 1,5 | 96,45 | 7,5 | 350 | 24 | 530 | гель | |||
| 11 | 0,05 | 5,0 | 0,5 | 94,45 | 8,0 | 70 | 48 | 150 | Гель слабый | |||
| 12 | 0,05 | 5,0 | 1,5 | 93,45 | 8,0 | 450 | 24 | 900 | гель | |||
| 13 | 0,05 | 25 | 3,0 | 71,95 | 8,0 | 1000 | 5,0 | 2500 | гель | |||
| 14 | 0,05 | 25 | 5,0 | 69,95 | 8,0 | 1500 | 5,0 | 3000 | гель | |||
| 15 | 0,05 | 30 | 5,0 | 64,95 | 11,0 | 1950 | 4,5 | 3800 | гель | |||
| 16 | 0,05 | 30 | 5,0 | 64,95 | 10,9 | 1920 | 4,5 | 3720 | гель | |||
| 17 | 0,05 | 50 | 2,0 | 47,95 | 12,0 | 1700 | 6,0 | 3800 | гель | |||
| 18 | 0,05 | 50 | 5,0 | 44,95 | 12,3 | 4200 | 3,5 | 6700 | гель | |||
| 19 | 0,05 | 50 | 6,0 | 43,95 | 13 | 4300 | 0,16 | 8500 | Твердая масса | |||
| 20 | 0,05 | 60 | 2,0 | 37,95 | 31,0 | 3700 | 4,5 | 6400 | гель | |||
| 21 | 0.05 | 60 | 5,0 | 34,95 | 31,0 | 4800 | 2 | 7450 | гель | |||
| 22 | 0,05 | 70 | 2,0 | 27,95 | 71 | 4100 | 3 | 7130 | гель | |||
| 23 | 0,05 | 70 | 5,0 | 24,95 | 71 | 4950 | 2 | 7600 | гель | |||
| 24 | 0,05 | 70 | 6,0 | 23,95 | 71 | 5000 | 0,33 | 7680 | Твердая масса | |||
| 25 | 0,05 | 80 | 1,0 | 18,95 | 90 | 3150 | 24 | 3780 | гель | |||
| 26 | 0,05 | 80 | 1,0 | 18,95 | 105 | 3000 | 24 | 3600 | гель | |||
| 27 | 0,05 | 90 | 1,0 | 8,95 | 110 | 3650 | 1,0 | 5475 | гель | |||
| Продолжение таблицы 1 | ||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| 28 | 0,05 | 90 | 1,5 | 8,45 | 110 | 4100 | 0,3 | 6150 | гель | |||
| 29 | 0,1 | 10 | 2,0 | 87,9 | 11,0 | 210 | 15 | 1050 | гель | |||
| 30 | 0,1 | 25 | 2,0 | 72,9 | 9,0 | 750 | 5,0 | 3700 | гель | |||
| 31 | 0,1 | 30 | 2,0 | 67,9 | 11,0 | 820 | 5,0 | 4100 | гель | |||
| 32 | 0,1 | 50 | 2,0 | 47,9 | 12,0 | 1200 | 4,0 | 1820 | гель | |||
| 33 | 0,1 | 50 | 5,0 | 44,9 | 12,0 | 2100 | 5-6 | 3150 | гель | |||
| 34 | 0,1 | 60 | 5,0 | 34,9 | 30,0 | 4310 | 4,0 | 8620 | гель | |||
| 35 | 0,1 | 60 | 6,0 | 33,9 | 35,0 | 4380 | 0,5 | 15330 | Твердая масса | |||
| 36 | 0,1 | 70 | 5,0 | 24,9 | 75,0 | 5000 | 4,5 | 9500 | гель | |||
| 37 | 0,1 | 70 | 6,0 | 23,9 | 80,0 | 5100 | 0,5 | 15450 | Твердая масса | |||
| 38 | 0,2 | 25 | 2,0 | 72,8 | 25 | 1050 | 5,0 | 2575 | гель | |||
| 39 | 0,2 | 25 | 3,0 | 71,8 | 25 | 1540 | 4,5 | 3080 | гель | |||
| 40 | 0,2 | 25 | 5,0 | 69,8 | 25 | 2100 | 3,5 | 4500 | гель | |||
| 41 | 0,2 | 30 | 2,0 | 67,8 | 30 | 1360 | 4-5 | 3050 | гель | |||
| 42 | 0,2 | 50 | 2,0 | 47,8 | 35 | 1600 | 3,0 | 3200 | гель | |||
| 43 | 0,2 | 60 | 3,0 | 36,8 | 42 | 2900 | 3,0 | 6100 | гель | |||
| 44 | 0,2 | 70 | 3,0 | 26,8 | 60 | 4200 | 3,0 | 7950 | гель | |||
| 45 | 0,2 | 80 | 1,5 | 18,3 | 105 | 900 | 4,0 | 3600 | гель | |||
| 46 | 0,2 | 90 | 1,5 | 8,3 | 110 | 990 | 3-4 | 4200 | гель | |||
| 47 | 0,3 | 25 | 1.0 | 73,7 | 26 | 360 | 24 | 1800 | гель | |||
| 48 | 0,3 | 25 | 1.5 | 73,2 | 26 | 700 | 3,5 | 2800 | гель | |||
| 49 | 0,3 | 25 | 1.0 | 73,7 | 26 | 364 | 24 | 1460 | гель | |||
| 50 | 0,3 | 25 | 1.5 | 73,2 | 26 | 699 | 3.5 | 2700 | гель | |||
| 51 | 0,3 | 25 | 3,0 | 71,7 | 28 | 1600 | 2,5 | 3890 | гель | |||
| 52 | 0,3 | 25 | 5,0 | 69,7 | 28 | 1800 | 2,0 | 4300 | гель | |||
| 53 | 0,3 | 30 | 1,0 | 68,7 | 36 | 400 | 23,5 | 2300 | гель | |||
| 54 | 0,3 | 30 | 1,5 | 68,2 | 36 | 910 | 3,5 | 3940 | гель | |||
| 55 | 0,3 | 30 | 5,0 | 64,7 | 36 | 1860 | 2,0 | 3650 | Гель плотный | |||
| 56 | 0,3 | 50 | 1,5 | 48,2 | 45 | 1000 | 3,5 | 2800 | гель | |||
| 57 | 0,3 | 50 | 2,0 | 47,7 | 45 | 1800 | 2,5 | 4100 | гель | |||
| 58 | 0,3 | 50 | 3,0 | 46,7 | 45 | 2100 | 1,5 | 5200 | гель | |||
| 59 | 0,3 | 50 | 2,0 | 47,7 | 45,5 | 1810 | 2,5 | 3850 | гель | |||
| Продолжение таблицы 1 | ||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
| 60 | 0,3 | 50 | 2,0 | 47,7 | 45 | 1800 | 2,5 | 3900 | гель | |||
| 61 | 0,3 | 60 | 1,5 | 38,2 | 58 | 1050 | 3,0 | 2410 | гель | |||
| 62 | 0,3 | 70 | 1,5 | 28,2 | 65 | 1080 | 4,0 | 2600 | гель | |||
| 63 | 0,3 | 80 | 1,5 | 18,2 | 105 | 1100 | 4,0 | 2450 | гель | |||
| 64 | 0,3 | 90 | 1,5 | 8,2 | 110 | 1150 | 3-4 | 2600 | гель | |||
| 65 | 0,5 | 25 | 1,0 | 73,5 | 26 | 450 | 8,0 | 2600 | гель | |||
| 66 | 0,5 | 25 | 3,0 | 71,5 | 26 | 1400 | 4,0 | 3900 | гель | |||
| 67 | 0,5 | 25 | 5,0 | 69,5 | 26 | 1461 | 3,5 | 4350 | гель | |||
| 68 | 0,5 | 30 | 1,0 | 68,5 | 40 | 460 | 7-8 | 2650 | гель | |||
| 69 | 0,5 | 30 | 3,0 | 66,5 | 41 | 1440 | 3,5 | 3100 | гель | |||
| 70 | 0,5 | 30 | 5,0 | 64,5 | 41 | 1600 | 3,0 | 3760 | гель | |||
| 71 | 0,5 | 50 | 1,0 | 48,5 | 48 | 500 | 6,0 | 2500 | гель | |||
| 72 | 0,5 | 50 | 1,5 | 48,0 | 48 | 800 | 5-5,5 | 3200 | гель | |||
| 73 | 0,5 | 50 | 1,0 | 48,5 | 48 | 489 | 6,0 | 2300 | гель | |||
| 74 | 0,5 | 50 | 1,5 | 48,0 | 48 | 795 | 5,5 | 3500 | гель | |||
| 75 | 0,5 | 50 | 5,0 | 44,5 | 48 | 2100 | 1,5-2 | 5600 | гель | |||
| 76 | 0,5 | 50 | 6,0 | 43,5 | 50 | 3800 | 0,5 | 7350 | гель | |||
| 77 | 0,5 | 60 | 1,5 | 38,0 | 61 | 820 | 4,5 | 3200 | гель | |||
| 78 | 0,5 | 70 | 1,5 | 28,0 | 78 | 1100 | 4,0 | 4600 | гель | |||
| 79 | 0,5 | 80 | 1,5 | 18,0 | 115 | 1200 | 4,0 | 5200 | гель | |||
| 80 | 0,5 | 90 | 1,5 | 8,0 | 120 | 1300 | 3-4 | 3600 | гель | |||
| 81 | 0,7 | 10 | 1,0 | 88,3 | 24 | 320 | 15 | 1580 | гель | |||
| 82 | 1,0 | 10 | 1,0 | 88,0 | 37 | 410 | 15 | 2400 | гель | |||
| 83 | 1,0 | 25 | 1,5 | 72,5 | 41 | 650 | 6,0 | 3400 | гель | |||
| 84 | 1,0 | 50 | 1,5 | 47,5 | 62 | 870 | 6,0 | 4500 | гель | |||
| 85 | - | 90 | 1,0 | 9,0 | - | - | 0,5 | - | камень | |||
| 86 | 0,1 | 95 | 1,0 | 3,9 | - | - | 0,16 | - | камень | |||
| Прототип | ||||||||||||
| 87 | 0,1 | - | 1,0 | 98,9 | 210 | 45 | - | 55 | осадок | |||
| 88 | 0,1 | - | 0,1 | 99,8 | 235 | 65 | - | 70 | осадок | |||
| Таблица 2 | |||||||||||
| См. табл. 1 поз. | Состав, мас.% | Проницаемость по воде, мкм2 | Эффект изоляции, % | ||||||||
| Водорастворимый полимер | АЦФ | Щелочь | Вода | до закачки состава | после закачки состава | ||||||
| ПАА | ПЭО | Едкий натр | Едкий калий | Каустич. сода | |||||||
| 10 | 0,05 | 2,0 | 1,5 | 96,45 | 1,2 | 0,02 | 98 | ||||
| 12 | 0,05 | 5,0 | 1,5 | 93,45 | 1,5 | 0,005 | 99,7 | ||||
| 16 | 0,05 | 30 | 5,0 | 64,95 | 2,1 | 0,04 | 98,1 | ||||
| 29 | 0,1 | - | 10 | - | 2,0 | 87,9 | 1,6 | 0 | 100 | ||
| 30 | 0,1 | - | 25 | 2,0 | - | - | 72,9 | 2,6 | 0,0004 | 99,98 | |
| 38 | 0,2 | - | 25 | 2,0 | - | - | 72,8 | 0,8 | 0 | 100 | |
| 39 | 0,2 | - | 25 | 3,0 | - | - | 71,8 | 14,1 | 0,0021 | 99,99 | |
| 40 | 0,2 | - | 25 | 5,0 | - | - | 69,8 | 20,4 | 0 | 100 | |
| 41 | 0,2 | 30 | 2,0 | - | - | 67,8 | 16,3 | 0 | 100 | ||
| 50 | 0,3 | 25 | - | 1,5 | - | 73,2 | 15,1 | 0 | 100 | ||
| 60 | 0,3 | 50 | 2,0 | 47,7 | 14,7 | 0,004 | 99,97 | ||||
| 77 | 0,5 | 60 | 1,5 | 38,0 | 15,6 | 0,005 | 99,96 | ||||
| 80 | 0,5 | 90 | 1,5 | 8,0 | 16,2 | 0 | 100 | ||||
| Прототип | |||||||||||
| 87 | 0,1 | - | - | 1,0 | 98,9 | 1,3 | 0,2 | 84,6 | |||
| 88 | 0,1 | 0.1 | 99,8 | 3,5 | 0,8 | 77,1 | |||||
Claims (1)
- Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий водорастворимый полимер, щелочь и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит ацетоноформальдегидную смолу, в качестве полимера он содержит полиакриламид или полиэтиленоксид, в качестве щелочи он содержит едкий натр, или калий, или каустическую соду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид или полиэтиленоксид 0,05-0,5 Едкий натр, или калий, или каустическая сода 1,0-5,0 Ацетоноформальдегидная смола 2,0-90,0 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005129812/03A RU2293102C1 (ru) | 2005-09-26 | 2005-09-26 | Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005129812/03A RU2293102C1 (ru) | 2005-09-26 | 2005-09-26 | Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2293102C1 true RU2293102C1 (ru) | 2007-02-10 |
Family
ID=37862551
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005129812/03A RU2293102C1 (ru) | 2005-09-26 | 2005-09-26 | Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2293102C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485285C1 (ru) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ приготовления тампонажного состава для ремонтно-изоляционных работ |
| RU2618547C1 (ru) * | 2016-02-25 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) |
-
2005
- 2005-09-26 RU RU2005129812/03A patent/RU2293102C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГОРБУНОВ А.Т., БУЧЕНКОВ Л.Н. Щелочное заводнение, Москва, Недра, 1989, с.42-48. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485285C1 (ru) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ приготовления тампонажного состава для ремонтно-изоляционных работ |
| RU2618547C1 (ru) * | 2016-02-25 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930A (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| CN104357033B (zh) | 堵剂增效剂、含有该堵剂增效剂的凝胶及其制备方法与应用 | |
| RU2553807C1 (ru) | Газоблокирующий тампонажный материал для цементирования горизонтальных скважин с малыми кольцевыми зазорами | |
| RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
| RU2293102C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2416025C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва и крепления пластов, сложенных рыхлыми несцементированными породами | |
| RU2347897C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| RU2309248C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN105567188B (zh) | 用于提高氰凝类堵漏剂堵漏性能的助剂及其制备方法，氰凝类堵漏剂 | |
| AU2017100604A4 (en) | Method of limiting or reducing permeability of a matrix to liquid or gas flow | |
| CN105754565A (zh) | 一种有机微球与无机硅酸盐复配型稠油热采封窜剂及其制备方法 | |
| RU2525079C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| CN104830288A (zh) | 一种钻井液用井壁稳定剂及其制备方法和用途 | |
| RU2410406C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления | |
| RU2277573C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2307146C2 (ru) | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
| RU2526039C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважине | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2266394C1 (ru) | Пенообразующий состав для глушения скважин | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
| RU2409737C1 (ru) | Способ глушения скважины | |
| RU2431735C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |