RU2374294C1 - Waterproof composition - Google Patents
Waterproof composition Download PDFInfo
- Publication number
- RU2374294C1 RU2374294C1 RU2008145475/03A RU2008145475A RU2374294C1 RU 2374294 C1 RU2374294 C1 RU 2374294C1 RU 2008145475/03 A RU2008145475/03 A RU 2008145475/03A RU 2008145475 A RU2008145475 A RU 2008145475A RU 2374294 C1 RU2374294 C1 RU 2374294C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- polar solvent
- koh
- waterproof composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования водопроводящих каналов в условиях высокопроницаемых, трещиноватых и трещиновато-кавернозных коллекторов, в том числе в низкотемпературных скважинах, ликвидации зон поглощений и каналов перетока в цементном камне за колонной.The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used for plugging water channels in conditions of highly permeable, fractured and fractured cavernous reservoirs, including in low-temperature wells, elimination of absorption zones and overflow channels in a cement stone behind a column.
В ряде случаев при проведении водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах требуется короткое время отверждения состава, например, при тампонировании каналов перетока в цементном камне за колонной для восстановления герметичности крепи скважины, а также при водоизоляционных работах в скважинах с низкими пластовыми температурами, высокопроницаемыми коллекторами.In some cases, when conducting water insulation works in oil and gas wells, a short curing time of the composition is required, for example, when plugging the overflow channels in cement stone behind the column to restore the tightness of the well support, as well as during waterproofing works in wells with low reservoir temperatures, highly permeable reservoirs.
Известен водоизолирующий состав (пат. РФ №2066734, E21B 33/138) на основе эфиров ортокремневой кислоты и полярного растворителя (одно- или двухатомные спирты, сложные эфиры или кетоны). Однако поскольку этот состав не содержит катализатора процессов поликонденсации, отверждение его происходит в пластах с высокими температурами (свыше 150°C). При умеренных (50-70°C) и при низких пластовых температурах, в так называемых «холодных пластах» (20-25°C), состав оказывает лишь гидрофобизирующее действие на водонасыщенную породу пласта, не перекрывая полностью поровые каналы. Это не обеспечивает изоляцию водоносных интервалов, приводит к уходу состава из тампонируемой зоны и выносу его из пласта при освоении скважины после ремонтных работ.Known waterproofing composition (US Pat. RF No. 2066734, E21B 33/138) based on esters of orthosilicic acid and a polar solvent (mono- or dihydric alcohols, esters or ketones). However, since this composition does not contain a catalyst for polycondensation processes, it cures in formations with high temperatures (above 150 ° C). At moderate (50-70 ° C) and at low reservoir temperatures, in the so-called “cold reservoirs” (20-25 ° C), the composition has only a hydrophobizing effect on the water-saturated formation rock, without completely blocking the pore channels. This does not provide isolation of the aquifers, leads to the departure of the composition from the plugged area and its removal from the reservoir during the development of the well after repair work.
Известен водоизолирующий состав (пат. РФ №2319723, E21B 43/32) для изоляции обводненных интервалов нефтегазовых пластов, содержащий этиловый или метиловый эфир ортокремневой кислоты или их смесь, полярный растворитель, катализатор - хлориды металлов IV-VIII групп, и аэросил. Однако этот состав за счет сильнокислой среды системы (pH 1-2) не обеспечивает необходимо короткое время отверждения, когда это требуют геолого-технические условия скважин, особенно с низкими температурами. Кроме того, содержащаяся в составе дисперсная фаза (аэросил) затрудняет проникновение состава в низкопроницаемую породу, мелкие трещины в цементном камне за эксплуатационной колонной.Known waterproofing composition (US Pat. RF No. 2319723, E21B 43/32) for the isolation of waterlogged intervals of oil and gas reservoirs containing ethyl or methyl ester of orthosilicic acid or a mixture thereof, a polar solvent, the catalyst is a metal chloride of groups IV-VIII, and aerosil. However, this composition due to the strongly acidic environment of the system (pH 1-2) does not provide the necessary short curing time, when it is required by the geological and technical conditions of the wells, especially with low temperatures. In addition, the dispersed phase (aerosil) contained in the composition makes it difficult for the composition to penetrate into the low permeability rock, as well as small cracks in the cement stone behind the production string.
Наиболее близкое техническое решение (прототип - водоизолирующий состав), состоящий из алкилового эфира ортокремневой кислоты, полярного растворителя (спирты, сложные эфиры, кетоны) и катализатора, причем растворитель и катализатор берутся в количестве 10-200 и 1-10 мас.ч. соответственно, в расчете на 100 мас.ч. указанного кремнийорганического эфира. Полярный растворитель, содержащийся в составе, обеспечивает плавное протекание процессов гидролиза и поликонденсации за счет растворения первичных форм полимеров (олигомеров) и равномерное распределение их в системе. Поскольку перед закачкой в скважину состав разбавляется водой (вводом воды в состав на поверхности можно регулировать время потери его текучести - см. патент РФ №2144607, E21B 43/32), это делает приготовление водных растворов и их закачку в скважину более безопасными, так как за счет медленного протекания реакций поликонденсации латентный период нарастания вязкости сильно растянут во времени.The closest technical solution (prototype is a water-insulating composition), consisting of alkyl ether of orthosilicic acid, a polar solvent (alcohols, esters, ketones) and a catalyst, moreover, the solvent and catalyst are taken in quantities of 10-200 and 1-10 wt.h. respectively, based on 100 parts by weight the specified organosilicon ether. The polar solvent contained in the composition ensures a smooth flow of hydrolysis and polycondensation due to the dissolution of the primary forms of polymers (oligomers) and their uniform distribution in the system. Since the composition is diluted with water before injection into the well (by introducing water into the composition on the surface, you can control the time of loss of its fluidity - see RF patent No. 2144607, E21B 43/32), this makes the preparation of aqueous solutions and their injection into the well safer, since due to the slow progress of polycondensation reactions, the latent period of viscosity increase is greatly extended in time.
Однако у состава-прототипа время потери текучести, особенно в условиях низкотемпературных пластов и пластов, а также пластов, насыщенных «кислыми» водами, является чрезмерно продолжительным (от нескольких часов до суток и более) и часто не обеспечивает отверждение состава до момента вызова притока при освоении скважины, что может привести к выносу реагента из пласта при создании депрессии. Кроме того, поскольку в реальных условиях пласт является анизотропным, слишком длительный период нарастания вязкости приведет к прорывам реагента в зоны с более высокой проницаемостью или по системе трещин и каверн. То есть произойдет уход состава из зоны тампонирования, что не может обеспечить создание водоизолирующего экрана и, в конечном счете, успешность водоизоляционных работ.However, the prototype composition has a fluidity loss time, especially in conditions of low-temperature formations and formations, as well as formations saturated with “acidic” waters, which is excessively long (from several hours to a day or more) and often does not provide curing of the composition until the inflow is called upon well development, which can lead to the removal of the reagent from the reservoir when creating depression. In addition, since the reservoir is anisotropic under real conditions, an increase in viscosity for too long will lead to breakthroughs of the reagent into zones with higher permeability or through a system of cracks and cavities. That is, the composition will leave the plugging zone, which cannot ensure the creation of a waterproofing screen and, ultimately, the success of waterproofing works.
В таких условиях, а также в низкотемпературных пластах, время потери текучести состава должно быть непродолжительным, даже при разбавлении его водой, чтобы обеспечить отверждение всей системы непосредственно в зоне тампонирования без нарушения сплошности водоизолирующего экрана. При этом потребительские и эксплуатационные характеристики состава (регулирование времени потери текучести вводом воды, селективность отверждения) должны быть не хуже таковых состава-прототипа.Under such conditions, as well as in low-temperature formations, the time of loss of fluidity of the composition should be short, even when diluted with water, to ensure curing of the entire system directly in the plugging zone without violating the continuity of the waterproofing screen. At the same time, consumer and operational characteristics of the composition (regulation of the time of fluidity loss by water injection, selectivity of curing) should be no worse than those of the prototype composition.
К недостаткам состава - прототипа можно также отнести его коррозионное действие на металлическую тару при хранении в ней состава. Это происходит в результате образования незначительных количеств соляной кислоты как продукта гидролиза катализатора (хлорида металла) под действием остаточной воды, содержащейся в растворителе. Взаимодействие кислоты с металлом тары приводит к образованию молекулярного водорода, что приводит также к вздутию тары. Это наиболее ярко проявляется при длительном хранении состава в жаркое время года.The disadvantages of the composition of the prototype can also be attributed to its corrosive effect on a metal container during storage of the composition in it. This occurs as a result of the formation of small amounts of hydrochloric acid as a product of the hydrolysis of the catalyst (metal chloride) under the action of the residual water contained in the solvent. The interaction of the acid with the metal of the container leads to the formation of molecular hydrogen, which also leads to bloating containers. This is most pronounced during prolonged storage of the composition in the hot season.
Задачей изобретения является создание водоизолирующего состава с регулируемым, но более коротким временем отверждения по сравнению с прототипом, способного образовывать водные растворы, отверждающиеся во всем объеме для изоляции притока воды в низкотемпературных скважинах, в скважинах с высокопроницаемыми, трещиноватыми и кавернозно-трещиноватыми коллекторами; изготовляемого в заводских условиях, с продолжительным сроком хранения.The objective of the invention is to provide a water-insulating composition with an adjustable but shorter curing time compared to the prototype, capable of forming aqueous solutions that cure in their entirety to isolate the influx of water in low-temperature wells, in wells with highly permeable, fractured and cavernous-fractured reservoirs; manufactured in the factory, with a long shelf life.
Поставленная задача достигается тем, что водоизолирующий состав, содержащий этиловый или метиловый эфир ортокремневой кислоты или их смесь, полярный растворитель, хлорид металла IV-VIII групп, дополнительно содержит регулятор pH - гидроксид натрия или калия - NaOH или KOH, или карбонат натрия - Na2CO3 при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:This object is achieved in that the water insulating composition containing ethyl or methyl ester of orthosilicic acid or a mixture thereof, a polar solvent, a metal chloride of groups IV-VIII, additionally contains a pH regulator — sodium or potassium hydroxide — NaOH or KOH, or sodium carbonate — Na 2 CO 3 in the following ratio, wt.h .:
Совокупность компонентов заявляемого состава обеспечивает увеличение скорости полимеризации смеси в пласте при контакте с пластовой водой или в результате ввода воды в состав на поверхности.The combination of components of the claimed composition provides an increase in the rate of polymerization of the mixture in the formation upon contact with formation water or as a result of introducing water into the composition on the surface.
В ходе экспериментов было установлено, на процессы гидролиза и поликонденсации составов на основе кремнийорганических эфиров существенное влияние оказывает pH реакционной среды. В составе по прототипу, pH которого очень низкая (1-2), нарастание вязкости происходит в течение длительного латентного периода за счет медленной скорости полимеризации кремневой кислоты в таких условиях. Особенно актуально это для скважин с низкими пластовыми температурами, так как скорость отверждения составов на основе кремнийорганических эфиров сильное влияние оказывает температура. Поэтому, чтобы ускорить процессы гидролиза и поликонденсации кремнийорганической основы состава, а в конечном итоге, его отверждение, следует повысить pH системы. В то же время присутствие в составе полярного растворителя не позволяет реакциям поликонденсации протекать чрезмерно быстро, что обеспечивает необходимое время потери текучести от момента ввода воды до доставки состава в пласт. При этом время ожидания отвердевания состава после его закачки в пласт значительно сокращается, что позволяет произвести пуск скважины в эксплуатацию в более короткий промежуток времени, не опасаясь выноса состава из пласта. Такой состав, находясь в пласте в неотвержденном состоянии более короткое время по сравнению с прототипом, меньше разбавляется пластовой водой, что способствует увеличению прочности отвержденного продукта.During the experiments, it was found that the pH of the reaction medium significantly affects the processes of hydrolysis and polycondensation of compositions based on organosilicon esters. In the composition of the prototype, the pH of which is very low (1-2), an increase in viscosity occurs over a long latent period due to the slow polymerization of silicic acid under such conditions. This is especially true for wells with low reservoir temperatures, since the rate of curing of compositions based on organosilicon ethers is strongly influenced by temperature. Therefore, in order to accelerate the hydrolysis and polycondensation of the organosilicon base composition, and ultimately its curing, it is necessary to increase the pH of the system. At the same time, the presence of a polar solvent in the composition does not allow the polycondensation reactions to proceed excessively fast, which provides the necessary time for fluidity loss from the moment water is introduced until the composition is delivered to the formation. At the same time, the waiting time for the curing of the composition after it is injected into the formation is significantly reduced, which allows the well to be put into operation in a shorter period of time, without fear of removal of the composition from the formation. Such a composition, being in the reservoir in the uncured state for a shorter time than the prototype, is less diluted with produced water, which increases the strength of the cured product.
Кроме этого, взаимодействие компонентов заявляемого состава (активных групп кремнийорганического эфира с ионами щелочных металлов Na+ или K+) обеспечивает ему новые дополнительные положительные свойства.In addition, the interaction of the components of the claimed composition (active groups of organosilicon ether with alkali metal ions Na + or K + ) provides him with new additional positive properties.
1. Усиление гидрофобизирующих свойств состава.1. Strengthening the hydrophobic properties of the composition.
Это можно объяснить тем, что растворенные в составе NaOH или KOH, или Na2CO3 приводят к образованию гидрофобных групп, соединенных с атомом кремния, в результате замещения этоксильных групп на ионы щелочных металлов Na+ или K+. При этом происходит образование силанолятов натрия или калия. В системе наряду с силоксановыми группами ≡Si-O-Si≡ появляются гидрофобные силанолятные группы ≡Si-O-Na или ≡Si-O-K, которые значительно усиливают гидрофобизирующие характеристики состава:This can be explained by the fact that dissolved in the composition of NaOH or KOH, or Na 2 CO 3 lead to the formation of hydrophobic groups connected to the silicon atom, as a result of the replacement of ethoxyl groups with alkali metal ions Na + or K + . In this case, the formation of sodium or potassium silanolates occurs. Along with the силSi-O-Si≡ siloxane groups, hydrophobic анSi-O-Na or ≡Si-OK silanolate groups appear in the system, which significantly enhance the hydrophobic characteristics of the composition:
≡Si-O-C2H5+NaOH→≡Si-O-Na+C2H5OH.≡ Si-OC 2 H 5 + NaOH → ≡ Si-O-Na + C 2 H 5 OH.
Поскольку в системе также содержатся, и в значительно большем количестве, чем силанолятные, гидроксильные группы, соединенных с атомом кремния ≡Si-OH, способные вступать в реакции поликонденсации, система не теряет способности отверждаться в полном объеме, но при этом образуется полимер с улучшенными гидрофобными свойствами, что является положительным фактором при водоизоляционных работах. В отличие от водонасыщенных пропластков, при попадании в нефтенасыщенные участки пласта полнообъемного отверждения состава не происходит, поскольку нефть является растворителем системы. В то же время на поверхности пор образуется полимерная гидрофобная пленка, улучшающая фильтрацию для нефти и препятствующая фильтрации для воды.Since the system also contains, and in a much larger amount than silanolate, hydroxyl groups connected to the Si-OH silicon atom that can enter into polycondensation reactions, the system does not lose its ability to fully cure, but a polymer with improved hydrophobic properties, which is a positive factor in waterproofing works. Unlike water-saturated interlayers, when the composition enters the oil-saturated areas of the formation, full-volume curing of the composition does not occur, since oil is the solvent of the system. At the same time, a polymer hydrophobic film is formed on the surface of the pores, which improves filtration for oil and prevents filtration for water.
2. Снижение коррозионной активности состава.2. Reducing the corrosion activity of the composition.
При гидролизе активных этоксильных групп, соединенных с атомом кремния ≡Si-O-C2H5, в составе по прототипу образуются нестабильные группы ≡Si-OH, которые не только вступают в реакции поликонденсации между собой, образуя сшитую структуру, но и взаимодействуют с ионами железа металлической тары (или нефтепромыслового оборудования), переводя ионы железа из трехвалентной формы в двухвалентную, то есть происходит коррозия металла. При этом за счет образования силанолятных групп, которые не способны вступать в реакции гидролиза, в системе уменьшается количество активных этоксильных, а следовательно, и гидроксильных групп, что объясняет снижение коррозионного действия на металл. Это позволит увеличить срок хранения состава в металлической таре и уменьшить износ нефтепромыслового оборудования.During the hydrolysis of active ethoxyl groups connected to the ≡Si-OC 2 H 5 silicon atom, unstable ≡Si-OH groups are formed in the prototype composition, which not only enter into polycondensation reactions with each other, forming a crosslinked structure, but also interact with iron ions metal containers (or oilfield equipment), converting iron ions from a trivalent form to a divalent form, that is, metal corrosion occurs. Moreover, due to the formation of silanolate groups, which are not able to enter into hydrolysis reactions, the number of active ethoxyl and, consequently, hydroxyl groups in the system decreases, which explains the decrease in the corrosive effect on the metal. This will increase the shelf life of the composition in a metal container and reduce the wear of oilfield equipment.
Применение предлагаемого состава с укороченным временем отверждения может быть эффективным в низкотемпературных пластах (до 25-30°C), с невысокими и средними пластовыми температурами (до 50-70°C), для ликвидации заколонных перетоков, для герметизации резьбовых соединений в насосно-компрессорных трубах и ликвидации незначительных нарушений в эксплуатационной колонне.The use of the proposed composition with a shortened curing time can be effective in low-temperature formations (up to 25-30 ° C), with low and medium reservoir temperatures (up to 50-70 ° C), for elimination of annular flows, for sealing threaded joints in pump-compressor pipes and elimination of minor violations in the production casing.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Используемые в опытах реагентыThe reagents used in the experiments
Эфиры ортокремневой кислоты: этилсиликат-32 (ТУ 6-02-895-86), этилсиликат-40 (ГОСТ 26371-84), Продукт 119-296Т (ТУ 6-00-05763441-45-92), метилсиликат-50.Esters of orthosilicic acid: ethyl silicate-32 (TU 6-02-895-86), ethyl silicate-40 (GOST 26371-84), Product 119-296T (TU 6-00-05763441-45-92), methyl silicate-50.
Хлориды металлов: четыреххлористое олово SnCl4 (МРТУ 6-09-6183-69), четыреххлористый титан TiCl4 (МРТУ 6-09-2363-69), треххлористое железо FeCI3 (ГОСТ 11159-76).Metal chlorides: tin tetrachloride SnCl 4 (MRTU 6-09-6183-69), titanium tetrachloride TiCl 4 (MRTU 6-09-2363-69), iron trichloride FeCI 3 (GOST 11159-76).
Полярные растворители: спирты - этиловый (этанол, ГОСТ 17299-78), бутиловый (бутанол, ГОСТ 6006-78); дигликоль - диэтиленгликоль (ДЭГ, ГОСТ 6367-52); кетон - ацетон (ГОСТ 2768-79); эфиральдегидная фракция (ЭАФ, побочный продукт при производстве спиртов, ОСТ 10-217-98).Polar solvents: alcohols - ethyl (ethanol, GOST 17299-78), butyl (butanol, GOST 6006-78); diglycol - diethylene glycol (DEG, GOST 6367-52); ketone - acetone (GOST 2768-79); etherealdehyde fraction (EAF, by-product in the production of alcohols, OST 10-217-98).
Регуляторы pH: NaOH (натр едкий технический, ГОСТ 2263-79), KOH (калия гидрат окиси технический, ГОСТ 9285-78), Na2CO3 (сода кальцинированная техническая, ГОСТ 5100-85).PH regulators: NaOH (technical sodium hydroxide, GOST 2263-79), KOH (potassium hydroxide, technical, GOST 9285-78), Na 2 CO 3 (technical soda ash, GOST 5100-85).
Пример 1 (таблица, опыт №1).Example 1 (table, experiment No. 1).
В колбу с притертой пробкой приливают 100 мас.ч. этилсиликата-40, добавляют 2 мас.ч. треххлористого железа и перемешивают, энергично встряхивая колбу. При перемешивании добавляют 20 мас.ч. диэтиленгликоля и затем 0,07 мас.ч. едкого натра и все опять перемешивают. Полученный состав выдерживают при комнатной температуре (23°C) в течение 24 ч для стабилизации свойств системы.100 parts by weight are poured into a flask with a ground stopper. ethyl silicate-40, add 2 parts by weight trichloride and mix, vigorously shaking the flask. With stirring, add 20 wt.h. diethylene glycol and then 0.07 parts by weight caustic soda and mix again. The resulting composition was kept at room temperature (23 ° C) for 24 hours to stabilize the properties of the system.
Вязкость состава определяют на вискозиметре ВПЖ-2.The viscosity of the composition is determined on a viscometer VPZH-2.
Время гелеобразования (потери текучести) водных растворов определяют при соотношении кремнийорганический эфир:вода=1:2 и 1:3. Временем гелеобразования состава считают время с момента начала термостатирования при 23°C до момента, когда мениск массы при наклоне пробирки под углом 45° не смещается.The gelation time (fluidity loss) of aqueous solutions is determined at a ratio of organosilicon ether: water = 1: 2 and 1: 3. The gelation time of the composition is considered to be the time from the start of temperature control at 23 ° C to the moment when the meniscus of the mass when the tube is inclined at an angle of 45 ° does not shift.
Водоизолирующую (тампонирующую) способность состава определяют на установке УИПК-1М сравнением показателей проницаемости по воде через высокопроницаемый водонасыщенный песчаный керн (исходная проницаемость 1,55 мкм2) до прокачки исследуемого состава при соотношении кремнийорганический эфир:вода=1:2 и после прокачки. Время выдержки в керновом зажиме - 7 ч при 23°C.The water-insulating (plugging) ability of the composition is determined on a UIPK-1M installation by comparing water permeability indices through a highly permeable water-saturated sand core (initial permeability 1.55 μm 2 ) before pumping the test composition with the ratio of organosilicon ether: water = 1: 2 and after pumping. The core holding time is 7 hours at 23 ° C.
Прочностные свойства на сжатие отвержденного песчаного образца, насыщенного испытуемым составом, определяют на прессе METEFEM МП-1 сразу после выемки обработанного керна из кернового зажима установки УИПК-1М.The compressive strength of the cured sand sample saturated with the test composition is determined on a METEFEM MP-1 press immediately after removal of the treated core from the core clamp of the UIPK-1M installation.
Коррозионную активность (скорость коррозии) состава определяют на углеродистой стали марки Сталь 3 в соответствии с ОСТ 39-0099-79 «Ингибиторы коррозии. Метод оценки эффективности защитного слоя действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных водах». Образцы стали с поверхностной площадью 0,0024 м2 погружают в исследуемый состав на 3 ч при температуре 23°C. Скорость коррозии (Vк) рассчитывают по формуле: 
P1 и P2 - масса образцов стали до и после эксперимента соответственно, г; S - площадь поверхности образцов стали, м2; t - время выдержки, ч.P 1 and P 2 are the mass of steel samples before and after the experiment, respectively, g; S is the surface area of steel samples, m 2 ; t is the exposure time, h
Гидрофобизирующие свойства составов испытываются на оптической скамье измерением краевого угла смачивания на поверхности твердое тело (отвержденный состав) - жидкость (дистиллированная вода). По величине угла смачивания судят о степени гидрофобности отвержденного состава.The hydrophobizing properties of the compositions are tested on an optical bench by measuring the contact angle on the surface of a solid (cured composition) - liquid (distilled water). The wetting angle is used to judge the degree of hydrophobicity of the cured composition.
Другие компонентные соотношения и характеристики составов, испытанных по описанным выше методикам, приведены в таблице.Other component ratios and characteristics of the compositions tested according to the methods described above are shown in the table.
Как видно из таблицы, совокупность свойств компонентов заявляемого состава обеспечивает торможение процессов отверждения, причем присутствие растворителя позволяет этим процессам протекать постепенно, без резкого перехода из жидкого состояния в нетекучее.As can be seen from the table, the combination of properties of the components of the claimed composition provides inhibition of curing processes, and the presence of a solvent allows these processes to proceed gradually, without a sharp transition from a liquid to a non-fluid state.
По сравнению с прототипом (см. опыты №№8 и 9) при прочих равных условиях проведения экспериментов новый состав значительно изменил свои свойства.Compared with the prototype (see experiments No. 8 and 9), ceteris paribus, the new composition significantly changed its properties.
1. Время гелирования предложенных составов сокращается в несколько раз (2-4 раза) по сравнению с прототипом.1. The gelation time of the proposed compounds is reduced several times (2-4 times) compared with the prototype.
При этом сохраняется их способность разбавляться водой, что обеспечивает регулируемость времени отверждения в зависимости от температуры. Подвижность составов также не изменена: вязкость исходных составов осталась на уровне прототипа.At the same time, their ability to dilute with water is preserved, which ensures the adjustable curing time depending on temperature. The mobility of the compounds is also not changed: the viscosity of the starting compounds remained at the prototype level.
2. Тампонирующая способность не ниже, чем у прототипа. По результатам экспериментов можно отметить улучшение тампонирующих свойств.2. The plugging ability is not lower than that of the prototype. According to the results of experiments, an improvement in plugging properties can be noted.
3. Краевой угол смачивания предлагаемых составов 1,2-1,3 раза больше, чем у прототипа, что подтверждает улучшение их гидрофобизирующих (водоотталкивающих) свойств.3. The wetting angle of the proposed compositions is 1.2-1.3 times greater than that of the prototype, which confirms the improvement of their hydrophobic (water-repellent) properties.
4. Коррозионная активность предлагаемых составов значительно снижена (в среднем в 3 раза).4. The corrosion activity of the proposed compounds is significantly reduced (on average 3 times).
Оставленные на хранение в герметично закрытых емкостях исследуемые составы через 6 и 12 мес. показали стабильность свойств: расхождение показателей по сравнению со свежеприготовленными составами не превысило 5%, что находится в доверительном интервале анализируемых параметров.The test compounds left in storage in hermetically sealed containers after 6 and 12 months. showed stability of properties: the discrepancy between indicators compared with freshly prepared compounds did not exceed 5%, which is in the confidence interval of the analyzed parameters.
Таким образом, поставленная перед заявляемым решением задача достигнута взаимодействием компонентов нового состава при сохранении всех положительных характеристик состава-прототипа. Полученный состав, не теряя хороших тампонирующих свойств за счет сохранения полнообъемности отверждения и фильтрационных свойств за счет низкой исходной вязкости, имеет более короткое время потери текучести, что повышает эффективность работ в тех геолого-технических условиях скважин, где требуется непродолжительный период отверждения состава.Thus, the challenge posed by the claimed solution is achieved by the interaction of the components of the new composition while maintaining all the positive characteristics of the composition of the prototype. The resulting composition, without losing good plugging properties due to the preservation of the full volume of curing and filtration properties due to the low initial viscosity, has a shorter loss of fluidity, which increases the efficiency of work in the geological and technical conditions of wells, where a short curing period of the composition is required.
Предложенный состав может готовиться в заводских условиях. Является пожаро- и взрывобезопасным. По воздействию на организм относится к веществам малоопасным и может быть широко применен на нефтяных промыслах.The proposed composition can be prepared in the factory. It is fire and explosion proof. By its effect on the body, it is a low-hazard substance and can be widely used in oil fields.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008145475/03A RU2374294C1 (en) | 2008-11-17 | 2008-11-17 | Waterproof composition |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008145475/03A RU2374294C1 (en) | 2008-11-17 | 2008-11-17 | Waterproof composition |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2374294C1 true RU2374294C1 (en) | 2009-11-27 |
Family
ID=41476668
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008145475/03A RU2374294C1 (en) | 2008-11-17 | 2008-11-17 | Waterproof composition |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2374294C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2499020C1 (en) * | 2012-03-07 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "КОНВИЛ-Сервис" | Composition for isolation of behind-casing flows and bed high-permeability zones |
| CN108300449A (en) * | 2018-03-16 | 2018-07-20 | 中国石油大学(华东) | A kind of ethers fracturing fluid |
-
2008
- 2008-11-17 RU RU2008145475/03A patent/RU2374294C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГЛИНКА Н.Л. Общая химия. - М., Химия, 1965, с.539. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2499020C1 (en) * | 2012-03-07 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "КОНВИЛ-Сервис" | Composition for isolation of behind-casing flows and bed high-permeability zones |
| CN108300449A (en) * | 2018-03-16 | 2018-07-20 | 中国石油大学(华东) | A kind of ethers fracturing fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU717554B2 (en) | Process for stabilizing the gas flow in water-bearing natural gas fields and natural gas reservoirs | |
| US11104838B2 (en) | Composition and method for water and gas shut-off in subterranean formations | |
| US10800963B2 (en) | Pressure-reducing and injection-enhancing anti scaling agent for low-permeability water-injection well and preparation method thereof | |
| RU2467156C2 (en) | Method of bottom-hole region lining | |
| AU2018269421A1 (en) | Composition and method for water and gas shut-off in subterranean formations | |
| CN114456783A (en) | Inorganic-organic composite profile control water shutoff agent and using method thereof | |
| WO2019039974A1 (en) | Method for killing oil and gas wells | |
| CN104531105A (en) | Temporary plugging workover fluid for low-pressure sandstone reservoir gas well and preparation method | |
| RU2504642C2 (en) | Method of inhibiting hydrocarbon formation | |
| RU2374294C1 (en) | Waterproof composition | |
| CN111406144A (en) | Well killing method for oil and gas well | |
| RU2446270C1 (en) | Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone | |
| CA2159406C (en) | Process for the extraction of crude oil | |
| Nasr-El-Din et al. | Field application of gelling polymers in Saudi Arabia | |
| JP5156928B1 (en) | Durable ground improvement method | |
| RU2429270C2 (en) | Compound for control of development of oil deposits (versions) | |
| RU2319723C1 (en) | Water-shutoff composition | |
| RU2495902C1 (en) | Sealing mud and method of sealing influx of reservoir fluid or gas | |
| RU2490295C1 (en) | Composition for sealing influx of water into oil wells | |
| RU2380394C2 (en) | Viscous elastic composition for borehole operations | |
| RU2426863C1 (en) | Procedure for isolation of water influx into well | |
| CN107118752A (en) | One kind can consolidate foaming blocking agent | |
| RU2333928C1 (en) | Invert emulsion for processing oil pools | |
| RU2747726C1 (en) | Composition for flow leveling works in injection wells | |
| RU2823030C1 (en) | Silicon nanoparticles for extraction of crude oil using carbon dioxide and method for extraction of crude oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151118 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20170327 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181118 |