RU2383576C1 - Состав для водоизоляции в газовом пласте - Google Patents
Состав для водоизоляции в газовом пласте Download PDFInfo
- Publication number
- RU2383576C1 RU2383576C1 RU2009101286/03A RU2009101286A RU2383576C1 RU 2383576 C1 RU2383576 C1 RU 2383576C1 RU 2009101286/03 A RU2009101286/03 A RU 2009101286/03A RU 2009101286 A RU2009101286 A RU 2009101286A RU 2383576 C1 RU2383576 C1 RU 2383576C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- composition
- saturated
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности, к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах и борьбы с выносом песка при разработке газовых и газоконденсатных залежей с использованием химических реагентов. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции и уменьшение разрушения призабойной зоны пласта. Состав для водоизоляции в газовом пласте включает, мас.%: в качестве поверхностно-активного вещества гидрофобизатор Нефтенол АБР 1-10, пленкообразующий гидрофобизатор 1-20, в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель - остальное. Причем пленкообразующий гидрофобизатор выбирают из группы, включающей мазут и вязкую нефть, легколетучий углеводородный растворитель - из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, газовый бензин и петролейный эфир или их смесь. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 ил.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности, к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах и борьбы с выносом песка при разработке газовых и газоконденсатных залежей с использованием химических реагентов.
Поступление подошвенной воды и вынос песка в скважину являются важными причинами снижения продуктивности газовых скважин. Накопление воды в призабойной зоне пласта (ПЗП) и стволе скважине может приводить к самозадавливанию скважин. Прорыв воды из нижележащих горизонтов происходит через наиболее проницаемые пропластки и участки пласта и сопровождается образованием водяного конуса.
Разрушение ПЗП с выносом песка приводит к образованию трудноудаляемых песчаных пробок в стволе скважины. Основная причина выноса песка из ПЗП заключается в действии расклинивающего давления смачивающей фазы (утолщение пленок воды на поверхности породы), и это явление связано также с поступлением подошвенной воды и намоканием породы продуктивного пласта.
Перспективными для борьбы с поступлением подошвенной воды в ствол скважины являются селективные методы водоизоляции. Метод водоизоляции приобретает селективность при выполнении одного или нескольких следующих условий:
1. Состав для водоизоляции поступает практически только в водонасыщенный интервал с образованием тампонажной массы и практически не поступает в продуктивный интервал;
2. Водоизоляционный состав образует тампонажную массу и снижает проницаемость по воде только в водонасыщенном интервале и не влияет на проницаемость по газу в продуктивном интервале;
3. Состав для водоизоляции или тампонажная масса легко удаляется с потоком газа из продуктивного интервала.
Основной способ борьбы с поступлением подошвенных вод заключается в установлении цементных мостов в нижней части скважины. Однако данный метод не селективен и мало эффективен, т.к. вода продолжает продвигаться по пласту вне установленного моста.
Для борьбы с выносом песка необходимо подавить действие расклинивающего давления смачивающей воды, а также использовать вещества, улучшающие адгезию частиц песка друг к другу.
Известен способ изоляции водопритока в газовых скважинах, включающий закачку в призабойную часть суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости (RU 2188930, С2, E21D 33/138, 2002).
Недостатком указанного способа является сложность в осуществлении и недостаточная эффективность.
Известен способ изоляции притока подошвенной воды в скважину заключающийся в закачке в призабойную зону аэрированного цементного раствора, а после закачки аэрированного цементного раствора в призабойную зону закачивают предгоны фторсиликоновой жидкости (АС 939739, Е21В 43/32, 1982).
Недостатком этого способа является повышенная обводненность газовых скважин и недостаточная эффективность процесса изоляции водопритока в газовых скважинах.
Известен состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель - АПК и способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, предусматривающий смешивание органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти (RU 2126082, С1, Е21В 43/22, 1992).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине (патент РФ №2136877, 1999), включающий закачку в пласт смеси жидких углеводородов, состоящей из отработанных нефтепродуктов с добавками поверхностно-активных веществ. Недостатками этого способа являются низкие селективность и эффективность, т.к. закачиваемая жидкость не может быть легко удалена из газонасыщенных интервалов пласта.
Задачей изобретения является разработка эффективного состава для изоляции подошвенных вод в газовых скважинах и уменьшения разрушения призабойной зоны пласта путем селективного воздействия на газоводонасыщенную части пласта.
Техническим результатом изобретения является улучшение водоизолирующей способности заявленного состава, обеспечивающего уменьшение обводненности добываемого газа при разработке газовых и газоконденсатных залежей, а также уменьшение выноса песка в ствол скважины.
В соответствии с этим объектом предложенного изобретения является состав для водоизоляции в газовом пласте, включающий жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ, который в качестве поверхностно-активного вещества содержит гидрофобизатор Нефтенол АБР и пленкообразующий гидрофобизатор, а в качестве жидких углеводородов - легколетучие органические растворители, при следующем содержании компонентов (мас.%):
| Нефтенол АБР | 1-10 |
| Пленкообразующий гидрофобизатор | 1-20 |
| Легколетучий углеводородный растворитель | Остальное. |
Согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения пленкообразующий гидрофобизатор выбирают из группы, включающей мазут и вязкую нефть, а легколетучий углеводородный растворитель выбирают из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, петролейный эфир, газовый бензин или их смесь.
Гидрофобизатор Нефтенол АБР выпускается согласно ТУ 2483-081-17197708-03. В качестве пленкообразующего гидрофобизатора может быть использован мазут или вязкая дегазированная нефть с вязкостью не менее 100 мПа·с при пластовой температуре месторождения.
В качестве легколетучего углеводородного растворителя могут быть использованы: стабильный и нестабильный газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, газовый бензин, петролейный эфир и другие аналогичные углеводородные растворители или их смеси. Наиболее подходящими для применения предложенного состава являются метановые залежи.
Для приготовления состава наиболее подходят газовый конденсат и дистиллят газового конденсата, а также их смесь. Данные продукты имеются на промысле, и поэтому их использование уменьшает транспортные издержки, что особенно важно в условиях Крайнего Севера. Низкая температура замерзания Нефтенола АБР и органического растворителя позволяет проводить обработку в осенне-зимний период.
Состав готовится путем смешения компонентов. Закачивается состав в скважину через лифтовые или насосно-компрессорные трубы или с помощью колтюбинговой установки.
Механизм действия состава заключается в следующем. Состав поступает в основном в водонасыщенную зону призабойной зоны скважны. При этом происходит уменьшение проницаемости пористой среды для воды за счет действия гидрофобизатора и насыщения пористой среды углеводородами. Таким образом, водоизолирующее действие состава связано со снижением фазовой проницаемости для воды. Большая часть состава, поступивщая в газонасыщенные пропластки, легко вытесняется потоком газа. В дальнейшем испарение легколетучего растворителя в поток газа позволяет быстро удалить оставшуюся часть растворителя. При этом гидрофобизаторы отлагаются на поверхности породы, изменяя ее смачиваемость, а пленкообразующий гидрофобизатор образует несмываемую водой гидрофобную пленку. Образование гидрофобной пленки подавляет расклинивающее давление и улучшает адгезию частиц песка друг с другом. В последующем это замедлит поступление воды из нижележащих горизонтов и уменьшит вынос песка. Гидрофобизация породы подавляет капиллярные силы, удерживающие воду в ПЗП, что будет способствовать облегчению выноса воды из ПЗП и увеличит проницаемость пласта для газа.
Предложенный состав обладает следующими характеристиками:
- при закачивании в призабойную зону пласта поступает в основном в водонасыщенную часть пласта (селективность при закачивании);
- уменьшает проницаемость по воде водонасыщенного интервала в 5-10 раз;
- не влияет или увеличивает проницаемость для газа газонасыщенных интервалов пласта;
- способствует удалению воды из газонасыщенных интервалов пласта.
Подробно эффективность состава проиллюстрирована в следующих примерах.
Пример 1. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 10 м3 состава при содержании Нефтенола АБР - 1% и пленкообразующего гидрофобизатора (топочного мазута) - 1%. В емкость помещают по 5 м3 смеси стабильного газового конденсата и дистиллята газового конденсата и смесь перемешивают. Затем измеряют плотность полученного легколетучего растворителя, которая оказывается равной 721 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и мазута. Необходимое количество Нефтенола АБР и мазута (по 73,6 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.
Пример 2. Приготовление состава, как по примеру 1, только в качестве легколетучего растворителя в емкость помещают 10 м3 дистиллята газового конденсата, плотность которого равна 705 кг/м3.
Пример 3. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 20 м3 состава при содержании Нефтенола АБР - 5% и пленкообразующего гидрофобизатора (дегазированной нефти вязкостью 360 мПа·с) - 5%. В емкость помещается 20 м3 стабильного газового конденсата плотностью 742 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и нефти. Необходимое количество Нефтенола АБР и нефти (по 824,4 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.
Пример 4. Приготовление состава, как по примеру 3, только в качестве легколетучего растворителя используют смесь газового конденсата, дистиллята газового конденсата, газового бензина и петролейного эфира. В емкость помещают по 5 м3 указанных ингредиентов, затем 20 м3 состава смеси перемешивают и измеряют плотность, которая оказывается равной 761 кг/м3.
Пример 5. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 8 м3 состава при содержании Нефтенола АБР - 10% и пленкообразующего гидрофобизатора (дегазированной нефти вязкостью 360 мПа·с) - 10%. В емкость помещается по 8 м3 стабильного газового конденсата плотностью 742 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и нефти. Необходимое количество Нефтенола АБР и нефти (по 742 кг) помещают в емкость с легколетучим растворителем и полученную смесь перемешивают до достижения гомогенности.
Пример 6. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 11,6 м3 состава при содержании Нефтенола АБР - 5% и пленкообразующего гидрофобизатора (дегазированной нефти вязкостью 360 мПа·с) - 10%. В емкость помещается 10 м3 петролейного эфира плотностью 804 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и вязкой нефти. Необходимое количество Нефтенола АБР (473 кг) и нефти (946 кг) помещают в емкость с растворителем и полученную смесь перемешивают до получения гомогенной системы.
Пример 7. Приготовление состава, как в примере 6, но в качестве растворителя используют смесь петролейного эфира и газового бензина. В емкость помещают по
5 м3 каждой составляющей растворителя и смесь перемешивают. Плотность смеси - 798 кг/м3.
Пример 8. Пример приготовления состава. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 15,5 м3 состава при содержании Нефтенола АБР - 5% и пленкообразующего гидрофобизатора (дегазированной нефти вязкостью 360 мПа·с) - 20%. В емкость помещается 12 м3 газового бензина плотностью 792 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР и нефти. Необходимое количество Нефтенола АБР (634 кг) и нефти (2534 кг) помещают в емкость с растворителем и полученную смесь перемешивают до получения гомогенной системы.
Пример 9. Состав для селективной водоизоляции и борьбы с выносом песка в газовых скважинах должен обладать следующими характеристиками:
- не снижать проницаемость газопроводящих зон и пропластков для газа;
- снижать проницаемость для воды водонасыщенных интервалов разреза;
- улучшать адгезию частиц породы коллектора друг к другу и (или) подавлять действие расклинивающего давления. Эффективность воздействия состава также улучшает следующие характеристики:
- при закачивании состав в основном поступает в водонасыщенный интервал (селективность при закачивании);
- уменьшается водонасыщенность газопроводящих каналов и пропластков призабойной зоны пласта.
Настоящий пример иллюстрирует влияние предложенного состава и состава по прототипу на проницаемость по газу газонасыщенных пористых сред с остаточной водонасыщенностью.
Эксперименты проводили по общепринятым методикам. Для характеристики действия состава использовали степень восстановления проницаемости по газу (В, %) газонасыщенный пористых сред:
В=100·(Кг2/Кг1),
где Кг2 - проницаемость по газу модели пласта после закачки состава, Кг1 - исходная проницаемость по газу модели пласта с остаточной водой.
Результаты эксперимента приведены в табл.1.
Результаты табл.1 показывают, что в отличие от прототипа предложенный состав не уменьшает проницаемость по газу пористых сред с остаточной водонасыщенностью. В большинстве случаев наблюдается заметное увеличение проницаемости по газу с одновременным снижением водонасыщенности. Снижение водонасыщенности указывает на то, что в пористой среде меняется тип смачиваемости и пористая среда приобретает гидрофобные свойства. Гидрофобизация поверхности пористой системы подавляет капиллярные силы и уменьшает процесс выноса песка.
| Таблица 1 | ||||||
| Исследование влияния составов на проницаемость пористых сред по газу (объем закачки состава - 1 п.о.) | ||||||
| Концентрация, % | Проницаемость по газу, мкм2 | Водонасыщенность, % | Степень восстановления проницаемости, % | |||
| абсолютная | с погребенной водой | до воздействия | после воздействия (оценка) | |||
| Нефтенол АБР | Мазут М100 | |||||
| 1,0 | 1,0 | 1,24 | 1,06 | 26,7 | 24,0 | 100 |
| 2,5 | 10 | 1,40 | 1,16 | 23,9 | 10 | 116 |
| 2,5 | 20 | 0,269 | 0,172 | 38,4 | 21 | 121 |
| 2,5 | 20 | 0,343 | 0,231 | 38,7 | 22 | 139 |
| 5 | 20 | 1,49 | 1,40 | 23,2 | 13 | 100 |
| 10 | 20 | 1,27 | 1,09 | 32,5 | 9 | 100 |
| прототип | 1,54 | 1,41 | 11,9 | 8,6 | 73 | |
Пример 10. В данном примере иллюстрируются водоизолирующие свойства предложенного состава и состава по прототипу. Эксперименты проводили по общепринятым методикам с использованием водонасыщенных моделей пласта. Для характеристики составов использовали следующие параметры.
1. Фактор сопротивления ® для характеристики степени снижения проницаемости пористых сред по воде:
Ri=(Q1/ΔP1)/(Qi/ΔPi),
где Ri - текущий фактор сопротивления; Q1 и ΔP1 соответственно объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды на этапе 1 (первичная закачка воды); Qi и Pi соответственно текущие расход и перепад давления при фильтрации воды или состава.
В случае установившейся фильтрации:
Rост.=k1/k2,
где Rост. - остаточный фактор сопротивления, т.е. фактор сопротивления, установившийся после закачки состава; k1 и k2 соответственно проницаемость по воде модели пласта до и после закачки состава.
В качестве характеристики состава использовали Rост. и максимальный фактор сопротивления (Rмак.).
2. Степень водоизоляции (А, %) - для характеристики уровня снижения поступления воды в результате действия состава.
A-100*(k1-k2)/k1=100*(R-1)/R
Результаты эксперимента приведены в табл.2.
| Таблица 2 | |||||
| Влияние концентрации компонентов состава на степень водоизоляции (объем закачки состава - 1 п.о.) | |||||
| Проницаемость по газу, мкм2 | Концентрация, % | Фактор сопротивления | Степень водоизоляции, % | ||
| максимальный | остаточный | ||||
| Нефтенола АБР | Мазута М100 | ||||
| 0,570 | 1,0 | 1,0 | 7,5 | 4,5 | 81,8 |
| 0,887 | 2,5 | 10 | 14,7 | 9,6 | 90,6 |
| 0,770 | 2,5 | 20 | 42,5 | 24 | 96 |
| 1,34 | прототип | 104 | 3,4 | 70,5 | |
Данные табл.2 показывают, что предложенный состав при минимальном содержании гидрофобизаторов превосходит по водоизолирующей способности состав по прототипу на 11,3%.
Важным параметром состава для водоизоляции является максимальный и остаточный фактор сопротивления, определяющие его фильтрационные характеристики. Соотношение между максимальным и остаточным фактором сопротивления характеризует соотношение условий закачивания состава и водоизоляционный эффект. В случае прототипа максимальный фактор в 30,6 раз выше остаточного, т.е. состав при закачивании встречает большое сопротивление, а водоизоляционный эффект низкий. Для предложенного состава отношение максимального фактора сопротивления к остаточному фактору сопротивления составляет 1,53-1,77, т.е. у предложенного в настоящем изобретении состава фильтрационные характеристики значительно лучше, чем у состава, известного из прототипа.
Пример 11. Данный пример иллюстрирует селективность предложенного состава при закачивании в пласт. Эксперимент проводили по общепринятым методикам с использованием двухслойной модели пласта, состоящей из водонасыщенного пропластка и газонасыщенного пропласта с погребенной водой, результаты эксперимента приведены в таблицах 3 и 4, на Фиг.1.
Для характеристики селективности при закачивании использовали отношение объемной скорости закачивания в водонасыщенный пропласток к объемной скорости закачивания в газонасыщенный пропласток (Qвода/Qгаз).
Полученные данные показывают, что при закачивании состава по изобретению и состава по прототипу происходит постоянное перераспределение закачиваемого потока жидкости между моделями водо- и газонасыщенных пропластков. Скорость поступления составов в водонасыщенный пропласток увеличивается, а в газонасыщенный пропласток - уменьшается.
В случае состава по изобретению после закачивания при объеме закачивания, равном 0,14-0,41 п.о., состав приблизительно одинаково поступает в водо- и газонасыщенные пропластки (Qвода/Qгаз=1,1-1,3), а после объема закачки более 0,41 п.о. основное количество состава поступает в водонасыщенный пропласток. После прокачки 0,60 п.о. состава отношение Qвода/Qгаз составляет 5,5-7,1. Таким образом, при небольшом объеме закачивания состав приблизительно в равных количествах поступает в водо- и газонасыщенные пропластки, а при большем объеме закачивания в основном поступает в водонасыщенный пропласток. Т.е. по мере роста объема закачивания улучшаются водоизоляционные характеристики состава.
Для прототипа отношение Qвода/Qгаз даже после прокачки 1,42 п.о. состава не превышает 0,697 (Фиг.2).
Таким образом, селективность при закачивании предложенного состава значительно превосходит прототип.
Применение состава в 5-10 раз снижает скорость поступления воды в газовую скважину и увеличивает ее производительность на 5-20%. Наиболее подходящими объектами для внедрения предложенного состава являются метановые залежи, приуроченные к сеноманскому горизонту.
| Таблица 3 | |||||||||||||
| Результаты фильтрационного эксперимента на двухслойной модели пласта Характеристика модели пласта |
|||||||||||||
| Параметр | Газонасыщенный пропласток (№44) | Водонасыщенный пропласток (№46) | |||||||||||
| Проницаемость, мкм2 | |||||||||||||
| по газу | 1,32 | 1,36 | |||||||||||
| по газу с остаточной водой | 1,26 | - | |||||||||||
| по воде | 0,750 | 0,891 | |||||||||||
| Насыщенность, % | |||||||||||||
| газом | 24,1 | 0 | |||||||||||
| водой | 75,9 | 100 | |||||||||||
| Поровый объем, см3 | 110,6 | 108,8 | |||||||||||
| Результаты закачки предложенного состава | |||||||||||||
| Объем закачки состава, п.о. | Перепад давления, МПа | Газонасыщенный пропласток (№44) | Водонасыщенный пропласток (№46) | (Qвода)/ (Qгаз) | |||||||||
| Насыщенности, % | Объем закачки в пропласток п.о. | Объемная скорость фильтрации, см3/ч (Qгаз) | Насыщенности, % | Объем закачки в пропласток, п.о. | Объемная скорость фильтрации, см3/час (Qвода) | ||||||||
| газ | вода | RH | вода | RH | |||||||||
| 0 | 0,0000 | 76,0 | 24,1 | 0,0 | 0 | 100 | 0 | 0,00 | |||||
| 0,048 | 0,0053 | 67,8 | 24,1 | 8,1 | 0,08 | 36,0 | 98,5 | 1,5 | 0,01 | 6,4 | 0,2 | ||
| 0,141 | 0,0087 | 59,9 | 24,1 | 16,0 | 0,16 | 26,1 | 87,8 | 12,2 | 0,12 | 35,1 | 1,3 | ||
| 0,230 | 0,0131 | 52,4 | 24,1 | 23,6 | 0,24 | 25,2 | 77,7 | 22,3 | 0,22 | 33,0 | 1.3 | ||
| 0,317 | 0,0182 | 44,0 | 24,1 | 31,9 | 0,32 | 27,6 | 68,5 | 31,5 | 0,32 | 30,0 | 1,1 | ||
| 0,407 | 0,0251 | 36,4 | 24,1 | 39,5 | 0,40 | 25,2 | 58,2 | 41,8 | 0,42 | 33,6 | 1,3 | ||
| 0,493 | 0,0284 | 31,7 | 24,1 | 44,2 | 0,44 | 15,6 | 48,1 | 51,9 | 0,54 | 41,1 | 2,6 | ||
| 0,596 | 0,0267 | 28,6 | 24,1 | 47,4 | 0,47 | 10,5 | 43,7 | 56,3 | 0,72 | 57,3 | 5,5 | ||
| 0,687 | 0,0287 | 26,0 | 24,1 | 49,9 | 0,50 | 8,4 | 40,6 | 59,4 | 0,88 | 51,9 | 6,2 | ||
| 0,780 | 0,0305 | 23,8 | 24,1 | 52,2 | 0,52 | 7,5 | 38,4 | 61,6 | 1,04 | 53,4 | 7,1 | ||
| 0,862 | 0,0396 | 21,6 | 24,1 | 54,3 | 0,54 | 7,2 | 36,9 | 63,1 | 1,19 | 47,1 | 6,5 | ||
| Таблица 4 | |||||||||||||
| Результаты фильтрационного эксперимента на двухслойной модели пласта Характеристика модели пласта |
|||||||||||||
| Параметр | Газонасыщенный пропласток | Водонасыщенный пропласток | |||||||||||
| Проницаемость, мкм2 | |||||||||||||
| по газу | 0,874 | 0,964 | |||||||||||
| по газу с остаточной водой | 0,780 | - | |||||||||||
| по воде | 0,541 | 0,497 | |||||||||||
| Насыщенность, % | |||||||||||||
| газом | 21,4 | 0 | |||||||||||
| водой | 78,6 | 100 | |||||||||||
| Поровый объем, см3 | 100,3 | 103,4 | |||||||||||
| Результаты закачки состава по прототипу | |||||||||||||
| Объем закачки состава, п.о. | Перепад давления, МПа | Газонасыщенный пропласток | Водонасыщенный пропласток | (Qвода)/ (Qгаз) | |||||||||
| Насыщенности, % | Объем закачки в пропласток п.о. | Объемная скорость фильтрации, см3/час (Qгаз) | Насыщенности, % | Объем закачки в пропласток, п.о. | Объемная скорость фильтрации, см3/час (Qвода) | ||||||||
| газ | вода | RH | вода | RH | |||||||||
| 0 | 0 | 78,6 | 21,4 | 0,0 | 0,00 | 100 | 0 | 0,00 | |||||
| 0,061 | 0,00342 | 66,7 | 21,4 | 11,9 | 0,12 | 42,0 | 99,5 | 0,5 | 0,00 | 1,8 | 0,042 | ||
| 0,164 | 0,00730 | 48,8 | 21,4 | 29,8 | 0,30 | 54,0 | 96,6 | 3,4 | 0,03 | 9,0 | 0,167 | ||
| 0,257 | 0,01030 | 33,0 | 21,4 | 45,6 | 0,46 | 47,4 | 93,6 | 6,4 | 0,06 | 9,3 | 0,196 | ||
| 0,356 | 0,01418 | 24,7 | 21,4 | 53,9 | 0,60 | 42,6 | 87,8 | 12,2 | 0,12 | 18,0 | 0,423 | ||
| 0,468 | 0,01450 | 22,3 | 21,4 | 56,3 | 0,75 | 45,0 | 80,3 | 19,7 | 0,20 | 23,4 | 0,520 | ||
| 0,568 | 0,01458 | 20,5 | 21,4 | 58,1 | 0,88 | 40,8 | 73,6 | 26,4 | 0,26 | 20,7 | 0,507 | ||
| 0,636 | 0,01454 | 20,1 | 21,4 | 58,5 | 0,97 | 46,0 | 70,4 | 29,6 | 0,31 | 22,5 | 0,489 | ||
| 0,810 | 0,01290 | 15,6 | 21,4 | 63,0 | 1,20 | 45,2 | 67,2 | 32,8 | 0,43 | 25,6 | 0,566 | ||
| 0,963 | 0,01290 | 15,0 | 21,4 | 63,6 | 1,39 | 38,2 | 63,8 | 36,2 | 0,55 | 24,4 | 0,639 | ||
| 1,117 | 0,01282 | 14,6 | 21,4 | 64,0 | 1,58 | 38,2 | 60,5 | 39,5 | 0,67 | 24,4 | 0,639 | ||
| 1,270 | 0,01274 | 13,9 | 21,4 | 64,7 | 1,77 | 37,4 | 60,0 | 40,0 | 0,79 | 25,0 | 0,668 | ||
| 1,423 | 0,01238 | 13,2 | 21,4 | 65,4 | 1,95 | 36,8 | 58,8 | 41,2 | 0,91 | 25,6 | 0,696 | ||
Claims (3)
1. Состав для водоизоляции в газовом пласте, включающий жидкие углеводороды с добавками поверхностно-активных веществ, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества он содержит гидрофобизатор Нефтенол АБР и пленкообразующий гидрофобизатор, а в качестве жидких углеводородов - легколетучий углеводородный растворитель при следующем содержании компонентов, мас.%:
Нефтенол АБР 1-10
Пленкообразующий гидрофобизатор 1-20
Легколетучий углеводородный растворитель Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что легколетучий углеводородный растворитель выбран из группы, включающей газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, газовый бензин и петролейный эфир или их смесь.
3. Состав по п.1, отличающийся тем, что пленкообразующий гидрофобизатор выбран из группы, включающей мазут и вязкую нефть.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009101286/03A RU2383576C1 (ru) | 2009-01-16 | 2009-01-16 | Состав для водоизоляции в газовом пласте |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009101286/03A RU2383576C1 (ru) | 2009-01-16 | 2009-01-16 | Состав для водоизоляции в газовом пласте |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2383576C1 true RU2383576C1 (ru) | 2010-03-10 |
Family
ID=42135199
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009101286/03A RU2383576C1 (ru) | 2009-01-16 | 2009-01-16 | Состав для водоизоляции в газовом пласте |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2383576C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2488692C1 (ru) * | 2012-01-20 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2764512C1 (ru) * | 2020-12-25 | 2022-01-18 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
| RU2823606C1 (ru) * | 2023-12-26 | 2024-07-25 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Состав для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой |
-
2009
- 2009-01-16 RU RU2009101286/03A patent/RU2383576C1/ru active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2488692C1 (ru) * | 2012-01-20 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2764512C1 (ru) * | 2020-12-25 | 2022-01-18 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
| RU2823606C1 (ru) * | 2023-12-26 | 2024-07-25 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Состав для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| US6390195B1 (en) | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores | |
| US3368624A (en) | Control of gas-oil ratio in producing wells | |
| RU2294353C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| NO20160420A1 (en) | Volatile Surfactant Treatment for Subterranean Formations | |
| CN108410439B (zh) | 一种凝胶泡沫与原位微乳液组合应用油井增产的方法 | |
| US20170009128A1 (en) | Methods for enhancing oil recovery using complex nano-fluids | |
| Al-Obaidi et al. | Prospects for improving the efficiency of water insulation works in gas wells | |
| RU2383576C1 (ru) | Состав для водоизоляции в газовом пласте | |
| CN110591685A (zh) | 一种原位自生微泡沫的转向酸化液及酸化转向方法和应用 | |
| RU2447123C1 (ru) | Тампонажный материал для цементирования скважин с большим газовым фактором | |
| RU2480503C1 (ru) | Состав для водоизоляционных работ в газовых скважинах | |
| RU2270913C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| SH et al. | STUDY OF COMPOSITIONS FOR SELECTIVE WATER ISOLATION IN GAS WELLS. | |
| RU2405020C2 (ru) | Состав для изоляции водопритока в газовых скважинах | |
| RU2333233C1 (ru) | Жидкость для глушения и перфорации скважин | |
| RU2293101C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| SU853092A1 (ru) | Способ освоени скважины | |
| US8955589B2 (en) | Formulation and method of use for stimulation of heavy and extraheavy oil wells | |
| US9150778B2 (en) | Working/control fluid for heavy and extra-heavy crude wells | |
| RU2034981C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2289686C1 (ru) | Способ обработки нефтяного пласта | |
| RU2342419C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов | |
| RU2348799C1 (ru) | Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины | |
| RU2187634C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений широтного приобья |