RU2467156C2 - Method of bottom-hole region lining - Google Patents

Method of bottom-hole region lining Download PDF

Info

Publication number
RU2467156C2
RU2467156C2 RU2010144585/03A RU2010144585A RU2467156C2 RU 2467156 C2 RU2467156 C2 RU 2467156C2 RU 2010144585/03 A RU2010144585/03 A RU 2010144585/03A RU 2010144585 A RU2010144585 A RU 2010144585A RU 2467156 C2 RU2467156 C2 RU 2467156C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
oil
compositions
amount
porous
Prior art date
Application number
RU2010144585/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2010144585A (en
Inventor
Владимир Анатольевич Волков (RU)
Владимир Анатольевич Волков
Валентина Георгиевна Беликова (RU)
Валентина Георгиевна Беликова
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации"
Priority to RU2010144585/03A priority Critical patent/RU2467156C2/en
Publication of RU2010144585A publication Critical patent/RU2010144585A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2467156C2 publication Critical patent/RU2467156C2/en

Links

Images

Landscapes

  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to underground repair of wells. Proposed method comprises injecting foamed polymer solution in the well containing the following component, in wt %: anionic water-soluble polymer or its emulsion in oil 0.15-5.0, surfactant or its mix 0.1 -20.0, urea-formaldehyde concentrate or products based thereon 0.5-20.0, salt of polyvalent metal 0.01-0.30, ammonium chloride 0.32-7.0, sodium nitrite 0.41-8.96, and water making the rest. Then injected is porous cementing solution containing the following components in wt %: silicon-bearing substance or mixes thereof 39.04-96.27, urea-formaldehyde concentrate or products based thereon 3.0-50.0, ammonium chloride 0.32-7.0, and sodium nitrite 0.41-8.96. Foamed polymer solution may additionally contain inorganic or organic acid, or mix thereof in amount of 0.1-0.5 wt % and silica-alumina hollow spheres in amount of 0.5-10 wt %, while porous cementing solution may included filling agent in amount of 0.5-10.0 wt % and water-retaining additive in amount of 1.0-5.0 wt %.
EFFECT: higher efficiency, increased oil-sweeping properties.
5 cl, 4 tbl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способам создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин, и может применяться для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для обработки пласта, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления.The invention relates to techniques and technologies for underground well repair, and in particular to methods for creating an annular filter in a productive formation of oil, water and gas wells, and can be used to regulate the development of oil and gas fields, to isolate water inflow into oil wells and to control the injection profile of injection wells wells, for treating the formation, to eliminate leaks in production casing, annular space and eliminate the problem of sand.

Известен способ крепления призабойной зоны скважины, включающий приготовление тампонажного раствора с кислоторастворяющимся наполнителем, закачку его и отверждение, разбуривание, промывку образовавшегося камня от соли, в количестве 10-15 вес.%, и дополнительно в тампонажный раствор вводят поверхностно-активное вещество в количестве 0,5-1,0 вес.% (РФ, патент №2172814, E21B 43/32, опубл. 27.08.2001).There is a method of fixing the bottom-hole zone of a well, including preparing a cement slurry with an acid-soluble filler, pumping it and curing, drilling, washing the formed stone from salt, in an amount of 10-15 wt.%, And additionally, a surfactant in an amount of 0 is added to the cement slurry , 5-1.0 wt.% (RF patent No. 2172814, E21B 43/32, publ. 08/27/2001).

Известна тампонажная композиция для крепления призабойной зоны, которая содержит в мас.%: 30-40 цемента, 20-30 песка, 10-15 хлористого натрия, 3-5 фосфомела - отхода преципитатного производства на основе карбоната кальция и водный раствор хлористого натрия - остальное (РФ, патент №2005165, E21B 33/138, опубл. 30.12.93, бюл. №47-48).A well-known grouting composition for fastening the bottom-hole zone, which contains in wt.%: 30-40 cement, 20-30 sand, 10-15 sodium chloride, 3-5 phosphomel, is a waste product of precipitation based on calcium carbonate and an aqueous solution of sodium chloride - the rest (RF patent No. 2005165, E21B 33/138, publ. 30.12.93, bull. No. 47-48).

Известен состав для изоляции водопритока в скважине, содержащий в мас.%: 40-60 карбамидоформальдегидной смолы, 0,05-0,60 полиакриламида, 0,04-0,10 соляной кислоты, пластовой воды - остальное (СССР, а.с. №1317099, E21B 33/138, опубл. 15.06.87, бюл. №22).A known composition for isolating water inflow in a well, containing in wt.%: 40-60 urea-formaldehyde resin, 0.05-0.60 polyacrylamide, 0.04-0.10 hydrochloric acid, produced water - the rest (USSR, A.S. No. 1317099, E21B 33/138, publ. 15.06.87, bull. No. 22).

Недостатком известных закачиваемых композиций является узкая область их применения по причине быстрого отверждения их до камня. Композиции являются хрупкими, быстро теряющими текучесть и эластичность.A disadvantage of the known injectable compositions is the narrow scope of their application due to their rapid curing to stone. Compositions are fragile, quickly losing fluidity and elasticity.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ крепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора, по которому предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%: водорастворимый полимер 1,5-2,5, вспениватель 1-3, сшиватель - стабилизатор пены 0,2-0,6, водная фаза остальное, а пористый тампонажный раствор содержит, мас.%: цементный раствор с водоцементным отношением 0,3-0,5:60-80, указанный вспененный полимерный раствор 20-40 (РФ, патент №2322581, E21B 43/32, опубл. 20.04.2008, бюл. №11).Closest to the proposed method is a method of attaching a bottomhole zone of a well, comprising injecting into the borehole zone of a formation of a porous cement slurry, which pre-injected a foamed polymer solution containing, wt.%: Water-soluble polymer 1.5-2.5, blowing agent 1-3 , the crosslinker is a foam stabilizer of 0.2-0.6, the aqueous phase is the rest, and the porous grouting mortar contains, wt.%: cement mortar with a water-cement ratio of 0.3-0.5: 60-80, the specified foamed polymer solution 20- 40 (RF patent No. 2322581, E21B 43/32, publ. . 20.04.2008, Bull. №11).

Недостатком данного способа является то, что в качестве пористого тампонажного раствора используют традиционный цементный раствор, а в качестве вспенивателя закачивают воздух или природный газ, который неравномерно распределяется в используемых композициях.The disadvantage of this method is that traditional cement mortar is used as a porous cement slurry, and air or natural gas is pumped as a blowing agent, which is not evenly distributed in the compositions used.

Целью предлагаемого изобретения является создание эффективного способа крепления призабойной зоны пласта, включающего закачку сшитого вспененного модифицированного полимера с использованием карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе, более мощного по вязкости и имеющего низкие параметры в процессе закачки и высокие параметры в процессе структурирования для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций, а также использование в качестве пористой тампонажной композиции бесцементной смеси компонентов с использованием газообразователя для образования однородной пористой структуры тампонажного раствора, твердеющего до камня.The aim of the invention is to provide an effective method of fixing the bottom-hole zone of the formation, including the injection of a cross-linked foamed modified polymer using urea-formaldehyde concentrate or products based on it, more powerful in viscosity and having low parameters in the injection process and high parameters in the process of structuring to create increased filtering resistances in a porous medium, increasing the oil-displacing ability of the injected compositions, as well as using the use of a cementless mixture of components as a porous grouting composition using a blowing agent to form a homogeneous porous structure of grouting hardening to stone.

Поставленная задача решается тем, что способ крепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора с предварительной закачкой вспененного полимерного раствора, отличающийся тем, что в качестве вспененного полимерного раствора используют, мас.%: анионный водорастворимый полимер или эмульсию анионного полимера в масле 0,15-5,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,1-20,0, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 0,5-20,0, соль поливалентного металла 0,01-0,30, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96, вода остальное, а в качестве пористого тампонажного раствора используют, мас.%: кремнийсодержащее вещество или смесь их 39,04-96,27, карбамидоформальдегидный концентрат или продукты на его основе 3,0-45,0, хлорид аммония 0,32-7,0, нитрит натрия 0,41-8,96.The problem is solved in that the method of fixing the bottom-hole zone of the well, including the injection into the borehole zone of the formation of a porous cement slurry with a preliminary injection of foamed polymer solution, characterized in that, as a foamed polymer solution, wt.% Is used: anionic water-soluble polymer or anionic polymer emulsion in oil 0.15-5.0, surfactant surfactant or a mixture of surfactants 0.1-20.0, urea-formaldehyde concentrate or products based on it 0.5-20.0, polyvalent metal salt 0.01-0.30, ammonium chloride 0.32-7.0, sodium nitrite 0.41-8.96, the rest is water, and as a porous cement slurry is used, wt.%: Silicon-containing substance or a mixture of 39, 04-96.27, urea-formaldehyde concentrate or products based on it 3.0-45.0, ammonium chloride 0.32-7.0, sodium nitrite 0.41-8.96.

Вспененный полимерный раствор может дополнительно содержать неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.% и алюмосиликатные полые сферы в количестве 0,5-10 мас.%, а пористый тампонажный раствор - наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.% и водоудерживающую добавку в количестве 1,0-5,0 мас.%.The foamed polymer solution may additionally contain an inorganic or organic acid or a mixture of acids in an amount of 0.1-0.5 wt.% And aluminosilicate hollow spheres in an amount of 0.5-10 wt.%, And a porous grouting solution is a filler in an amount of 0, 5-10.0 wt.% And a water-retaining additive in an amount of 1.0-5.0 wt.%.

В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные ПАА с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%, например, ПАА, как отечественного производства, например, низкомолекулярные ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×106 и степенью гидролиза 5-10%, выпускающиеся по ТУ 6-02-00209912-41-94 и ТУ 6-02-00209912-65-99 фирмой ООО «Гель-Сервис» г.Саратов, так и ПАА импортного производства, например, производства Англии низкомолекулярный анионный полимер марки Alkoflood 254 S, аналог ПАА с ММ 0,5-0,8×106 и степенью гидролиза 5-6% или высокомолекулярные полимеры марок CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT производства Японии ПАА с ММ 8-18×106 и степенью гидролиза 5-20%, биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90, например, КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, КМЦ-800, оксиэтилированную целлюлозу марки ОЭЦ или гидроэтилцеллюлозу ГЭЦ и ее модификации, или метилцеллюлозу марки МЦ, или модифицированную лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлозу марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкую полианионную целлюлозу марки Полицел ПАЦ, выпускающуюся по ТУ 2231-013-32957739-00, полиметакриловую кислоту (ПМАК) или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающийся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты или метакриламид марки Метас, полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, поливинилацетатные полимеры, например, поливинилацетат (ПВА) и поливиниловый спирт (ПВС), сополимеры винилацетата и винилового спирта.As a water-soluble anionic polymer, hydrolyzed polyacrylamides (PAA) are used, both low molecular weight and high molecular weight PAA with MM = 0.5-18 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-20%, for example, PAA, as domestic production, for example, low molecular weight PAA grades AK-631 and AK-642 with MM 1.0-1.8 × 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-10%, produced according to TU 6-02-00209912-41-94 and TU 6-02-00209912-65- 99 by the firm "gel-Service" Saratov and PAA imported, e.g., England manufacture a low molecular weight anionic polymer grade Alkoflood 254 S, the analogue PAA of MW 0,5-0,8 × 10 June 5-6% degree of hydrolysis of high molecular weight polymers or marks CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT Japan production PAA of MW 8-18 × 10 June 5-20 and a degree of hydrolysis %, biopolymers based on glucose, mannose, a salt of gluconic acid and acetyl radicals that are not sensitive to high temperature - a HPS brand heteropolysaccharide or a polymer mixture of polysaccharide derivatives of the brand Polymer reagent PS, or the product of the interaction of alkaline cellulose with monochloracetic acid - carboxymethyl cellulose with a degree of CMC) polymerization SP = 350-1200 and degree of substitution carboxylic acid groups C3 = 80-90, for example, CMC grades KMTs-500, KMTs-600, KMTs-700, KMTs-800, ethoxylated cellulose of the OEC grade or hydroethyl cellulose of the HEC and its modifications, or methyl cellulose of the MTs brand, or modified sodium lignosulfonosulfonatesulfonates Polytsel KMTs-M and Polytsel KMTs-TS grades, or high viscosity polyanionic cellulose of the Politsel PAC grade, produced according to TU 2231-013-32957739-00, polymethacrylic acid (PMAC) or multifunctional polyacrylic reagent Lacris-20 brand, manufactured according to TU 6-01 -2-793-86, or a methacrylic copolymer nd acid or methacrylamide Metas stamps, stamps polymer Politsel SC-H, produces TU 2231-001-32957739-98, polyvinyl polymers such as polyvinyl acetate (PVA) and polyvinyl alcohol (PVA), copolymers of vinyl acetate and vinyl alcohol.

В качестве эмульсии полимера анионного типа в масле используют эмульсии полиакриламида (ПАА) с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%, эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90, эфиров оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и других эфиров целлюлозы, эмульсии полиметакриловой кислоты (ПМАК), а также эмульсии поливиниламидоянтарной кислоты, эмульсии поливинилацетатных полимеров, например, поливинилацетата и поливинилового спирта, сополимеров винилацетата и винилового спирта, эмульсии натриевой соли полисульфоэфира олеиновой кислоты.As an anionic type polymer emulsion in oil, polyacrylamide emulsions (PAA) with MM = 0.5-18 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-20%, carboxymethyl cellulose emulsions (CMC) with a degree of polymerization of SP = 350-1200 and degree of substitution according to carboxyl groups C3 = 80-90, hydroxyethyl cellulose ethers (OEC) and other cellulose ethers, polymethacrylic acid emulsion (PMAA), as well as an emulsion of polyvinylamino-succinic acid, an emulsion of polyvinyl acetate polymers, for example, polyvinyl acetate and polyvinyl alcohol, vinyl alcohol copolymers , emulsions of the sodium salt of the oleic acid polysulfoether.

Эмульсии полимеров в масле выпускаются некоторыми фирмами, например фирмой «Ciba» (Швейцария) или фирмой «SNF Floerger» (Франция), а также другими фирмами.Emulsions of polymers in oil are produced by some companies, for example, Ciba (Switzerland) or SNF Floerger (France), as well as other companies.

Эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас.% и образуют с водой эмульсии.The emulsion of the polymer in oil has a concentration of 30-50 wt.% And form emulsions with water.

В качестве ПАВ используют маслорастворимое, а также водорастворимое, водомаслорастворимое, масловодорастворимое ПАВ или смеси их.As a surfactant, oil-soluble, as well as water-soluble, water-oil-soluble, oil-water-soluble surfactants are used or mixtures thereof.

В качестве маслорастворимого ПАВ используют эмульгатор нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина; неонолы АФ9-4-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 4-6 молями оксиэтилена; нефтехим марок нефтехим 1,3, содержащий сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислоту), эмульгатор синол ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, эмульгатор Ялан-Э-1, содержащий раствор неионогенного ПАВ в углеводородном растворителе, а также и другие маслорастворимые поверхностно-активные вещества.As an oil-soluble surfactant, an oil emulsifier Neftenol NZ is used, containing a hydrocarbon solution of tall oil acid esters of triethanolamine; neonols AF 9 -4-6 - nonionic nonylphenols, oxyethylated 4-6 moles of oxyethylene; petrochemical grades of petrochemical 1.3, containing complex mixtures of derivatives of carboxylic acids, light tall oil and piperizine salts of these acids in a solution of kerosene and reforming catalysis; oil-soluble petroleum sulfonates with MM = 600-700, synthetic alkylaryl sulfonates (e.g., alkylnaphthalene sulfonic acid), emulsifier Sinol EM containing a hydrocarbon solution of the reaction product of tall oil acids with triethanolamine and carbamide, alkyl chloride and alkyldimethylamine oxides, emulsifier containing Yalan-E-1 solution Surfactants in a hydrocarbon solvent, as well as other oil-soluble surfactants.

В качестве водорастворимого ПАВ используют анионное ПАВ, например, АПАВ марки Сульфонол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимое неионогенное ПАВ, например, неонол-12 - нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окисиэтилена (АФ9-12), выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО Татнефть», либо его товарную форму СНО-3Б и СНО-4Д, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например, Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-015-17197708-97.As a water-soluble surfactant, anionic surfactants are used, for example, sulfonol-type surfactants manufactured in accordance with TU 2481-004-48482528-99 at Bursintez-M CJSC, or sulfonates of different grades, as well as water-soluble nonionic surfactants, for example, neonol-12 - nonylphenol ethoxylated with 12 moles of ethylene oxide (AF 9 -12), manufactured in accordance with TU-2483-077-05766801-98 at OAO Tatneft, or its commercial form СНО-3Б and СНО-4Д, or nonionic surfactants of the grade OP-10, or a mixture of anionic and non-ionic water-soluble surfactants, for example, VVD Neftenol, manufactured by AOZT "HIMEKO-GANG" according to TU 2483-015-17197708-97.

Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водо-маслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80 БС (ТУ 2458-040-52412574-03), или МЛ-81Б, содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12% мас.) (ТУ 2481-007-50622652-99-2002), производимые на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки МЛ-супер, выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.In addition, as a surfactant for the treatment of bottom-hole zones of injection wells, mixtures of water-oil-soluble surfactants are used in the form of ready-made compositions, for example, detergents ML-80 BS (TU 2458-040-52412574-03), or ML-81B, containing a mixture of a water-soluble anionic surfactant (23-28%) and a nonionic oil-soluble surfactant (12% by weight) (TU 2481-007-50622652-99-2002) produced by ZAO Bursintez-M, and a detergent brand ML- super, manufactured by Delta-Prom in Samara in accordance with TU 2383-002-51881692-2000.

Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).For the treatment of bottom-hole zones of production wells, a mixture of oil-soluble surfactants is used in the form of ready-made compositions, for example, Neftenol N - a composition of oil and oil-soluble sulfoethoxylates, nonionic surfactants and high molecular weight oil sulfonates, or Neftenol-001.M - products of joint processing of acidic oil tar ( from oleum and sulfuric acid refining of mineral oils) and ethoxylated alkylphenol grade OP-4 (NPO SintezPAV).

В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускающийся по ТУ 2482-006-48482528-89 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефти нерастворим.As a cationic surfactant, the IVV-1 water repellent is used, which is a quaternary compound obtained by condensation of a tertiary amine and benzyl chloride, produced in accordance with TU 2482-006-48482528-89 at ZAO Bursintez-M NPF in the form of a transparent liquid with a mass content of the active substance not less than 50%, soluble in water, alcohols and acetone, insoluble in oil.

В качестве карбамидоформальдегидного концентрата КФК используют карбамидоформальдегидный концентрат марок КФК-80 и КФК-85 (ТУ 2223-009-00206492-98), вырабатываемых в ОАО «Тольяттиазот»; марки ККФ-1, выпускаемого ОАО «Томским НХК»; марки КФК-85 - ОАО «Метафракс»; марки КФК-М - ЗАО «Карелия ДСП»As the urea-formaldehyde concentrate KFK, urea-formaldehyde concentrate of the KFK-80 and KFK-85 grades (TU 2223-009-00206492-98), produced at Togliattiazot OJSC, is used; KKF-1 brand, manufactured by Tomsk NHK OJSC; KFK-85 brands - Metafraks OJSC; marks KFK-M - CJSC Karelia DSP

В качестве продуктов на основе карбамидоформальдегидного концентрата используют карбамидоформальдегидные смолы марок КФК-МТ-20 (ТУ-2223-006-00206492-97) Шекснинского комбината, АФП-2, ТС-1 и КС-11 (ТУ 6-05-1375-80) АО «Судогдастекло-волокно», марок КФМХ (ТУ 6-06-59-89), КФЖ (ГОСТ 14231-80), КФМТ-15(ТУ 6-06-12-88), МКФ-50 (ТУ 1-10-664-79), КФ-90 (ТУ 6-05-1785-83), КСМ (ТУ 2223-003-335378-58-96), КФ-35 (ТУ 6-05-1785-83), КФ-40 (ТУ 6-05-1785-83), выпускаемых ЗАО «Химсинтез», марки «Резойл К-1 (ТУ 2221-637-55778270-2004), выпускаемых ОАО «Уралхимпласт» г.Нижний Тагил, марок КФЖ (ГОСТ 14231) и КФ-МТ (ТУ 6-00-5763450-112-90), выпускаемых ОАО «Химпром» г.Волгоград и другие.Urea-formaldehyde concentrate-based products use urea-formaldehyde resins of the KFK-MT-20 (TU-2223-006-00206492-97) brands of the Sheksninsky Combine, AFP-2, TS-1 and KS-11 (TU 6-05-1375-80 ) Sudogosteklo-fiber JSC, KFMH (TU 6-06-59-89), KFZh (GOST 14231-80), KFMT-15 (TU 6-06-12-88), MKF-50 (TU 1- 10-664-79), KF-90 (TU 6-05-1785-83), KSM (TU 2223-003-335378-58-96), KF-35 (TU 6-05-1785-83), KF -40 (TU 6-05-1785-83) manufactured by Khimsintez CJSC, Rezoyl K-1 brand (TU 2221-637-55778270-2004) produced by Nizhny Tagil Uralchimplast OJSC, KFZh brands (GOST 14231) and KF-MT (TU 6-00-5763450-112-90), manufactured by Khimprom OJSC, Vol fences and others.

В качестве соли поливалентного металла используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, хромокалиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), алюмокалиевые квасцы (акк) или соли с более высокой валентностью поливалентного металла: бихроматы и хроматы, одновалентных катионов, например, бихроматы и хроматы калия или натрия.As a salt of a polyvalent metal, salts of trivalent chromium or aluminum are used: acetates, sulfates, chlorides, chromium potassium alum (CCC), waste of chromium alum (ox), potassium alum (acc) or salts with a higher valence of a polyvalent metal: dichromates and chromates, monovalent cations, for example, dichromates and chromates of potassium or sodium.

В качестве растворителя используют минерализованную сточную или разбавленную пластовую воду минерализацией до 30 г/л.The solvent used is mineralized wastewater or diluted formation water with a salinity of up to 30 g / l.

В качестве кислоты используют неорганическую или органическую кислоты или смеси кислот, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, или с бифторидом - фторидом аммония; для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.Inorganic or organic acids or mixtures of acids are used as the acid, for example, hydrochloric acid or a mixture of hydrochloric acid with hydrofluoric acid, or a mixture of hydrochloric acid with hydrofluoric acid, or a mixture of sulfamic acid with ammonium fluoride, or a mixture of sulfamic acid are usually used to treat terrigenous reservoirs; with ammonium bifluoride, or with bifluoride - ammonium fluoride; for carbonate - hydrochloric or a mixture of hydrochloric and acetic, or a mixture of hydrochloric and concentrate NMK; for polymictic clay-containing phosphoric or phosphoric acid.

В качестве газообразователя используют смесь хлористого аммония по ГОСТ 2210-73 и нитрита натрия по ГОСТ 19906-74.As a blowing agent, a mixture of ammonium chloride in accordance with GOST 2210-73 and sodium nitrite in accordance with GOST 19906-74.

В качестве кремнийсодержащего вещества или смеси их используют маслорастворимые или водорастворимые кремнийорганические вещества, или водорастворимые или коллоидные кремнийнеорганические вещества.As a silicon-containing substance or mixture they use oil-soluble or water-soluble organosilicon substances, or water-soluble or colloidal silicon inorganic substances.

В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют органохлорсиланы, смесь тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смесь тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны под названием «продукт 119-204» (ТУ 6 02-1294-84), этилсиликат - 40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или полимерный тампонажный материал марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), или новые марки материалов группы АКОР БН: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), а в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества или смеси их используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия, или композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00 - 05763441-45-92) под названием «продукт 119-296 Т».Organochlorosilanes, a mixture of tetraethoxylane and organochlorosilanes, a mixture of tetraethoxylane and ethoxyorganochlorosiloxanes, for example, oligoorganoethoxychlorosiloxanes under the name “product 119-204” (TU 6 02-1294-84), ethyl silicate 40, GOST-40 26TC are used as oil-soluble organosilicon substances. 84) - a homogeneous mixture of oligoethoxysiloxanes; or a complex mixture of tetraethoxylan and oligoethoxysiloxanes - ethyl silicate - 32 (ETS-32, TU 6-02-895-86); or KE 20-03 organosilicon emulsion (TU 6-0505763441-96-93) - 70% aqueous emulsion of PES-5 polyethylsiloxane fluid, or AKOR B 100 polymer grouting material modified with titanium tetrachloride (TU 39-1331-88) , or new brands of materials from the AKOR BN group: AKOR BN 100-104, AKOR BN 300, manufactured by NPP Nitpo, or organosilicon resins 139-297 - solutions of polyphenylsiloxane resin in orthoxylene (TU 6-02-1-026-90) or polymethylphenylsiloxane resin 134-276 in a hydrocarbon solvent (TU 6 02-1360-87), and as a water-soluble organosilicon substances or mixtures, they are used, for example, hydrophobizing organosilicon liquid GKZh-11N TU 6-000491277-101-97) - an aqueous solution of sodium methylsiliconate, or a composition of ethoxysiloxanes (TU 6-00 - 05763441-45-92) called "product 119 -296 T. "

В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, включающие силикаты натрия в виде 30%-ных водных растворов жидкого стекла или полисиликатов с силикатным модулем 3,0-6,5, или метасиликатов, или коллоидных силикатов, или быстрорастворимых гидратированных силикатов, например, метасиликатов (ТУ 6-18-161-82), жидкого высокомодульного стекла марки «Нафтосил», выпускающегося по ТУ 2145-002-12979928-2001, или коллоидных силикатов натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Кремнезоль КЗ-ТМ», или быстрорастворимого гидратированного силиката натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкого стекла марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95) или смеси их.As inorganic silicones, technical water-soluble or colloidal silicates are used, including sodium silicates in the form of 30% aqueous solutions of water glass or polysilicates with silicate module 3.0-6.5, or metasilicates, or colloidal silicates, or instant hydrated silicates, for example , metasilicates (TU 6-18-161-82), high-modulus liquid glass of the Naftosil brand, produced according to TU 2145-002-12979928-2001, or colloidal sodium silicates of the Sialit brand (TU 2145-010-43811938-97) and “Sialit-30-5” (TU 2145-002-43811938-97), “Kremn Sol KZ-TM ”, or instant hydrated hydrated sodium silicate of the Sialit-60-3 brand (TU 2145-004-43811938-99), or frost-resistant glass of the Nomak brand (TU 2145-015-13002378-95) or a mixture of them .

В качестве облегчающей добавки используют алюмосиликатные полые микросферы АСМ марки МС-400/500 производства ЗАО «Гранула».As a lightening additive, aluminosilicate hollow microspheres of AFM grade MS-400/500 manufactured by ZAO Granula are used.

В качестве наполнителя используют, например, древесную муку по ГОСТ 16361-87, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, серу по ГОСТ 127.1-93, сажу по ГОСТ 7885-86, атактический пропилен по ГОСТ 23001-88, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, мел, портландцемент по ГОСТ 1581-96, порошки водонабухающих и нефтенабухающих полимеров, высокодисперсные гидрофобные материалы, например, полисил, аэросил, белая сажа, тальк, оксиды металлов и другие.As a filler, for example, wood flour is used according to GOST 16361-87, rubber crumb according to TU 38-105590-84, mineral powders according to GOST 52129-2003, sulfur according to GOST 127.1-93, soot according to GOST 7885-86, atactic propylene according to GOST 23001-88, clay powder according to TU 5751-002-58156178-2002, chalk, Portland cement according to GOST 1581-96, powders of water-swelling and oil-swelling polymers, highly dispersed hydrophobic materials, for example, polysil, aerosil, white carbon, talc, metal oxides and others .

В качестве водоудерживающей добавки используют основные соли неорганических полиэлектролитов, объединенных общей формулой Aln(OH)3n-1Cl, где n=1-5, а основность, т.е. доля гидроксильных групп от общего числа анионов, находится в пределах 6-80%, например, основные соли хлорида алюминия, содержащие от 8 до 21% Al2O3.The basic salts of inorganic polyelectrolytes combined by the general formula Aln (OH) 3n-1 Cl, where n = 1-5, and basicity, i.e. the proportion of hydroxyl groups of the total number of anions is in the range of 6-80%, for example, basic aluminum chloride salts containing from 8 to 21% Al 2 O 3 .

При освоении и эксплуатации скважин преждевременный выход их из строя часто связан с некачественным креплением колонн и обводнением из-за перетоков воды.During the development and operation of wells, their premature failure is often associated with poor-quality column fastening and watering due to water overflows.

Используемые в настоящее время известные способы для крепления призабойной зоны и технологии их применения не позволяют полностью решить проблему борьбы с выносом песка. Основные причины недостаточной эффективности - низкая прочность закрепленной зоны, значительное снижение проницаемости коллектора в зоне крепления, сложность и трудоемкость технологии крепления, недостаточный межремонтный период.Currently known methods for fastening the bottom-hole zone and the technology of their application do not completely solve the problem of combating the removal of sand. The main reasons for the lack of efficiency are the low strength of the fixed zone, a significant decrease in the permeability of the collector in the fastening zone, the complexity and complexity of the fastening technology, insufficient overhaul period.

Сущность предлагаемой технологии заключается в последовательной закачке вспененного сшитого полимерного раствора, который осуществляет водоизоляцию и пескоудержание, затем пористого тампонажного раствора (ПТР) с целью образования прочного пористого тампонажного материала и создания градиентов сдвига, превышающих градиент сдвига, реализуемый при работе насосного оборудования.The essence of the proposed technology consists in the sequential injection of a foamed cross-linked polymer solution, which provides water insulation and sand retention, then a porous grouting mortar (MFR) with the aim of forming a durable porous grouting material and creating shear gradients exceeding the shear gradient realized during the operation of pumping equipment.

Вспененный полимерный раствор (ВПР) представляет собой эластичную пенную систему частично сшитого полимерного раствора с заключенными внутри нее газовыми пузырьками, образующимися в результате реакции газообразователей с кратностью пены от 0,2 до 3 в зависимости от задач. В процессе движения ВПР в стволе скважины при высоких скоростях сдвига полученный полимерный каркас не разрушается, а растягивается за счет растяжения макромолекул сшитого эластичного полимера, газовые пузырьки частично деформируются, но прочность структурной сетки достаточна для удержания газовых пузырьков в сшитом полимерном растворе. После снятия напряжения закачки в статическом состоянии при пластовой температуре газовые пузырьки расширяются, вспененный сшитый полимерный раствор увеличивается в объеме, заполняя пустоты и каверны, упрочняясь и сохраняя пористость.Foamed polymer solution (VLF) is an elastic foam system of a partially crosslinked polymer solution with gas bubbles enclosed inside it, which are formed as a result of the reaction of gas generators with a foam ratio of 0.2 to 3, depending on the tasks. During the VPR movement in the wellbore at high shear rates, the obtained polymer framework does not collapse, but stretches due to the stretching of macromolecules of a crosslinked elastic polymer, gas bubbles are partially deformed, but the strength of the structural network is sufficient to hold gas bubbles in a crosslinked polymer solution. After removing the injection voltage in a static state at reservoir temperature, gas bubbles expand, the foamed cross-linked polymer solution increases in volume, filling voids and cavities, hardening and maintaining porosity.

По способу-прототипу сшивка функциональных групп полимера происходит катионом поливалентного металла.According to the prototype method, the crosslinking of the functional groups of the polymer occurs with a polyvalent metal cation.

По заявляемому способу закачивают композиции, содержащие карбамидоформальдегидный концентрат КФК или продукты на его основе, имеющие в своем составе свободный формальдегид, замещенные производные мочевины, например, моно-, ди- и три- и тетраметилолмочевину, содержащие метилольные группы, а также метиленгликоль, полиоксиметиленгликоль и метанол.According to the claimed method, compositions containing urea-formaldehyde concentrate CPK or products based on it containing free formaldehyde, substituted urea derivatives, for example, mono-, di- and tri- and tetramethylolurea containing methylol groups, as well as methylene glycol, polyoxymethylene glycol and methanol.

По заявляемому способу модифицированный полимер в вспененном сшитом полимерном растворе образуется в результате сшивки акриламидных, гидроксильных или других звеньев полимера метилольными группами моно-, ди-, три- тетраметилолмочевины и других производных, а также формальдегида, содержащихся в составе КФК или продуктов на его основе, и дополнительно в результате сшивки карбоксильных звеньев или других функциональных групп полимера катионом поливалентного металла.According to the claimed method, a modified polymer in a foamed cross-linked polymer solution is formed by crosslinking acrylamide, hydroxyl or other polymer units with the methylol groups of mono-, di-, tri-tetramethylurea and other derivatives, as well as formaldehyde contained in CPK or products based on it, and additionally as a result of crosslinking of carboxyl units or other functional groups of the polymer with a polyvalent metal cation.

При введении в закачиваемые композиции КФК или продуктов на его основе значительно увеличивается вязкость композиции в результате образования высоковязкой гелевой структуры.When KFK or products based on it are introduced into the injected compositions, the viscosity of the composition significantly increases as a result of the formation of a highly viscous gel structure.

В присутствии полимера, ПАВ, КФК или продуктов на его основе и вышеуказанных сшивателей в реакционной массе происходит комбинированная сшивка по функциональным группам вышеуказанных компонентов с образованием высоковязких гелей, которые проявляют по вязкости синергетический эффект и в результате закачки которых увеличиваются реологические свойства закачиваемых композиций.In the presence of a polymer, surfactant, CPK or products based on it and the above crosslinkers in the reaction mass, a combined crosslinking of the functional groups of the above components takes place with the formation of highly viscous gels that exhibit a synergistic effect in viscosity and as a result of injection, the rheological properties of the injected compositions increase.

Содержание компонентов в композициях ВПР, результаты фильтрационного исследования и реологические характеристики при закачке и структурировании композиций ВПР с различным соотношением компонентов, а также пористость образцов приведены в табл.1, 1А и 2.The content of components in VLF compositions, the results of filtration studies and rheological characteristics during the injection and structuring of VLR compositions with different component ratios, as well as the porosity of the samples are given in Tables 1, 1A and 2.

Ассортимент тампонажных составов, применяемых в обводненных скважинах, практически сводится к двум типам: составы на основе минеральных вяжущих, в основном цементов, и составы на основе полимеров.The range of grouting compositions used in flooded wells is practically reduced to two types: compositions based on mineral binders, mainly cements, and compositions based on polymers.

Эффективность использования цементов относительно низкая из-за наличия в цементном растворе грубодисперсных цементных частиц, которые при контакте раствора с породой образуют барьер в виде фильтрационной корки.The efficiency of using cements is relatively low due to the presence of coarse dispersed cement particles in the cement mortar, which, when the mortar is in contact with the rock, form a barrier in the form of a filter cake.

В заявляемом способе в качестве ПТР используют композиции на основе смеси кремнийсодержащего вещества, карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе и газообразователя. Кроме того, ПТР может дополнительно содержать наполнитель и водоудерживающую добавку.In the claimed method, as PTR, compositions based on a mixture of a silicon-containing substance, urea-formaldehyde concentrate or products based on it and a blowing agent are used. In addition, MFR may additionally contain a filler and a water-retaining additive.

В присутствии растворов кремнийсодержащих веществ, имеющих щелочную среду с pH 10-13, при смешивании их с раствором КФК или продуктами на его основе в щелочной среде происходит реакция образования сахароподобных соединений - реакция Бутлерова. В результате ее протекания молекулы формальдегида, содержащегося в растворе КФК или продуктах на его основе в большом количестве (до 50-60%), взаимодействуют друг с другом в щелочной среде с образованием системы связей, характеризующейся наращиванием углеродистой цепи. Это приводит к синтезу многоатомных спиртов, кетонов, альдегидов с последующим образованием сахаров и их производных, содержащих гексозу, пентозу, тетрозу и другие сахара. Каталитическое действие на реакцию Бутлерова оказывают гидроокиси нещелочноземельных металлов, например, гидроокись кремния, имеющаяся в реакционной массе.In the presence of solutions of silicon-containing substances having an alkaline medium with a pH of 10-13, when they are mixed with a CPA solution or products based on it in an alkaline medium, the reaction of formation of sugar-like compounds occurs - the Butlerov reaction. As a result of its occurrence, formaldehyde molecules contained in a large amount of CPA solution or products based on it (up to 50-60%) interact with each other in an alkaline medium to form a bond system characterized by a carbon chain buildup. This leads to the synthesis of polyhydric alcohols, ketones, aldehydes with the subsequent formation of sugars and their derivatives containing hexose, pentose, tetrose and other sugars. The catalytic effect on the Butlerov reaction is exerted by non-alkaline earth metal hydroxides, for example, silicon hydroxide present in the reaction mass.

В щелочной среде при pH более 8 образуются продукты с диметиленэфирными связями, возможно образование циклических соединений - уроновых и триазиновых, олигометиленгликолей. В результате вышеуказанных реакций формируются молекулярные структуры различной длины и разветвленности с высокой функциональностью по метилольным группам.In an alkaline environment at a pH of more than 8, products with dimethylether bonds are formed, the formation of cyclic compounds - uronic and triazine, oligomethylene glycols is possible. As a result of the above reactions, molecular structures of various lengths and branching with high functionality for methylol groups are formed.

Образованию разветвленности молекул способствует повышенное содержание в КФК три- и тетраметилолмочевины. Вследствие разветвленности структурных образований, которые характеризуются небольшой длиной при относительно высокой молекулярной массе, происходит этап гелеобразования и сшивка гелиевых структур в пространственно-развитую полимерную сетку.The branching of the molecules is promoted by the increased content of tri- and tetramethyl-urea in CPK. Due to the branching of the structural formations, which are characterized by a short length with a relatively high molecular weight, the gelation stage and the helium structures are stitched into a spatially developed polymer network.

При использовании ПТР, содержащего в своем составе в качестве кремнийсодержащего вещества кремнийнеорганическое вещество, например, раствор силиката натрия, при добавлении в него исходного раствора КФК или продуктов на его основе происходит образование монокремниевой кислоты, которая неустойчива и подвергается полимеризации, и образуются различные по составу и строению поликремневые кислоты.When using PTR containing silicon-inorganic substance as a silicon-containing substance, for example, sodium silicate solution, when the initial CPK solution or products based on it are added, monosilicic acid is formed, which is unstable and polymerized, and various in composition and the structure of polysilicic acid.

При использовании ПТР, содержащего маслорастворимое кремнийорганическое вещество, при перемешивании его с исходным раствором КФК или продуктами на его основе происходит гидролиз кремнийорганического вещества по эфирной силановой связи Si-OR с превращением его в водорастворимое вещество - силоксан с последующей поликонденсацией и образованием водной эмульсии полисилоксанов.When using a MFI containing an oil-soluble organosilicon substance, when it is mixed with the initial solution of CPA or products based on it, the organosilicon is hydrolyzed via the Si-OR ether silane bond with its transformation into a water-soluble substance - siloxane, followed by polycondensation and the formation of an aqueous emulsion of polysiloxanes.

Исследования показали, что в присутствии КФК или продуктов на его основе полисилоксаны, этоксилоксаны, алкилсиликонаты или поликремневые кислоты, а также смесь образующихся разветвленных высокомолекулярных структур производных КФК или продуктов на его основе обладают высокой адсорбцией на породе и способны десорбироваться без разрушения. Поэтому после закачки композиций ВПР и ПТР по заявляемому способу компоненты закачиваемых композиций адсорбируются на породе и меняют смачиваемость ее, а именно гидрофобизируют поверхность, например, поверхность обрабатываемых коллекторов продуктивного пласта.Studies have shown that in the presence of CPA or products based on it, polysiloxanes, ethoxyloxanes, alkyl siliconates or polysilicic acids, as well as a mixture of the resulting branched high-molecular structures of derivatives of CPK or products based on it, have high adsorption on the rock and are able to be desorbed without destruction. Therefore, after the injection of the VPR and PTR compositions according to the claimed method, the components of the injected compositions are adsorbed on the rock and change its wettability, namely, they hydrophobize the surface, for example, the surface of the treated reservoirs of the reservoir.

При закачке в пласт композиции по заявляемому способу гидрофобизируют интервал пласта и медленно мигрируют, увеличивая количество вытесняемой нефти и ускоряя продвижение ее по пласту.When pumping into the formation, the compositions according to the claimed method hydrophobize the interval of the formation and slowly migrate, increasing the amount of displaced oil and accelerating its progress through the formation.

В процессе взаимодействия вышеуказанных компонентов закачиваемых композиций с поверхностью частиц породы имеет место сложный обмен между реакционноспособными группами образовавшихся полимерных структур и поглощающим комплексом тонкодисперсной части породы пласта. Компоненты закачиваемых композиций, содержащие смесь разветвленных высокомолекулярных структур производных КФК или продуктов на их основе с высокой функциональностью по метилольным группам в смеси с кремнийсодержащим веществом, имеют состоящие из двух частей молекулы. Например, метилольные группы разветвленных высокомолекулярных структур производных КФК или продуктов на их основе или силоксановая группа кремнийорганического вещества, имеющая кремний кислородные связи, являются гидрофильными полярными и обладают способностью вступать во взаимодействие с влагой (водой) в порах и на поверхности частиц породы и ее реационноспособными частицами. Метилольные и кремнийкислородные связи ориентируются по направлению к поверхности частиц. Вторая часть: гидрофобная, представленная неполярными углеводородными радикалами, связана с высокомолекулярными структурами и кремнием и нерастворима в воде. Эта часть молекулы создает водоотталкивающий слой. Углеводородные радикалы ориентируются в направлении от поверхности минеральных частиц породы.During the interaction of the above components of the injected compositions with the surface of the rock particles, there is a complex exchange between the reactive groups of the formed polymer structures and the absorbing complex of the finely dispersed part of the formation rock. The components of the injected compositions containing a mixture of branched high molecular weight structures of CPK derivatives or products based on them with high functionality for methylol groups in a mixture with a silicon-containing substance have two parts of the molecule. For example, methylol groups of branched high molecular weight structures of CPK derivatives or products based on them, or a siloxane group of an organosilicon substance having silicon oxygen bonds, are hydrophilic polar and have the ability to interact with moisture (water) in the pores and on the surface of rock particles and its reactive particles . Methyl and silicon-oxygen bonds are oriented towards the surface of the particles. The second part: hydrophobic, represented by non-polar hydrocarbon radicals, is associated with high molecular weight structures and silicon and is insoluble in water. This part of the molecule creates a water repellent layer. Hydrocarbon radicals are oriented in the direction from the surface of the rock mineral particles.

В скважинах, имеющих нарушение прочностных свойств эксплуатационных колонн, имеет место пескопроявление, вынос цементной крошки и горной породы, что свидетельствует о разрушении крепи обсадной колонны самого продуктивного пласта.In wells that have a violation of the strength properties of production casing, there is sand, the removal of cement chips and rock, which indicates the destruction of the casing lining of the most productive formation.

В результате закачки композиций по заявляемому способу улучшаются свойства поверхности породы, например, укрепляются слабо сцементированные песчаные породы при наличии проблемы пескопроявления и улучшается крепление всей призабойной зоны пласта.As a result of the injection of compositions according to the claimed method, the properties of the rock surface are improved, for example, weakly cemented sand rocks are strengthened in the presence of a sand development problem and the fastening of the entire bottomhole formation zone is improved.

Содержание компонентов в композициях ПТР аналога, прототипа и заявляемого ПТР представлено в табл.3.The content of the components in the compositions of the PTR analog, prototype and the claimed PTR are presented in table.3.

Реологические показатели и пористость ПТР по заявляемому способу и прототипу приведены в табл.4.The rheological indicators and porosity of the MFI according to the claimed method and prototype are given in table 4.

По заявляемому способу закачка ВПР и ПТР в указанном диапазоне содержания компонентов в формуле изобретения обеспечивает необходимые реологические показатели закачки и структурирования и твердение фильтра с пористостью 6-63 об.% в течение 24-36 часов.According to the claimed method, the injection of VLF and MFR in the specified range of the content of the components in the claims provides the necessary rheological indicators of injection and structuring and hardening of the filter with a porosity of 6-63 vol.% For 24-36 hours.

Реологические исследования показали, что композиции ВПР и ВТР по заявляемому способу крепления характеризуются более низкими параметрами в процессе закачки и более высокими параметрами в процессе структурирования образующихся вязких высокомолекулярных структур по сравнению с композициями прототипа.Rheological studies showed that the composition of VPR and VTR according to the claimed method of attachment are characterized by lower parameters during the injection process and higher parameters in the process of structuring the resulting viscous high molecular weight structures in comparison with the compositions of the prototype.

Такое течение закачки и структурирования композиций по заявляемому способу при закачивании их в скважину будет обеспечивать высокую эффективность упрочнения слабосцементированных коллекторов и изоляцию от водопроявления.Such a flow of injection and structuring of the compositions according to the claimed method when pumping them into the well will provide high efficiency of hardening of weakly cemented reservoirs and isolation from water development.

Результаты исследования реологических свойств композиций ВПР показывают, что исходные композиции ВПР по заявляемому способу закачиваются с меньшим напряжением сдвига в процессе закачки по сравнению с композициями ВПР по прототипу, так как при закачивании исходные композиции ВПР по заявляемому способу имеют более низкую вязкость после добавления в композиции кислоты или при использовании в качестве сшивающего агента ацетата поливалентного металла или отходов хромовых квасцов (охк).The results of the study of the rheological properties of VLF compositions show that the initial VLR compositions according to the claimed method are injected with a lower shear stress during the injection process as compared to the VLR compositions according to the prototype, since when pumped, the initial VLR compositions according to the claimed method have lower viscosity after adding acid to the composition or when polyvalent metal acetate or chrome alum waste (OHC) is used as a crosslinking agent.

В процессе структурирования композиций ВПР по заявленному способу после введения КФК или продуктов на его основе в композиции значительно возрастает вязкость образующихся композиций ВПР, поэтому композиции ВПР в процессе структурирования закачиваются с более высоким динамическим напряжением сдвига.In the process of structuring VLF compositions according to the claimed method, after the introduction of CPK or products based on it in the composition, the viscosity of the resulting VLP compositions significantly increases; therefore, VLP compositions are pumped with a higher dynamic shear stress during structuring.

Характер течения заявляемых ВПР и ПТР, как и в прототипе, характеризуется наличием статического напряжения сдвига (СНС) и предельного динамического напряжения сдвига, которые замеряют с помощью риовискозиметра «Реотест-2».The nature of the flow of the claimed PPR and PTR, as in the prototype, is characterized by the presence of a static shear stress (SSS) and a limiting dynamic shear stress, which are measured using a Reotest-2 rioviscimeter.

Восстановление структуры композиций после снятия нагрузки характеризуется мерой тиксотропности, которая определяется отношением максимальной вязкости начала структурирования Ммакс к минимальной вязкости разрушенной структуры Ммин в процессе закачки Ммакс/Ммин (см. табл.2 и 4).The restoration of the composition structure after removal of the load is characterized by a thixotropy measure, which is determined by the ratio of the maximum viscosity of the onset of structuring Mmax to the minimum viscosity of the destroyed structure Mmin during the injection of Mmax / Mmin (see Tables 2 and 4).

Степень разрушения структурной сетки при прокачивании раствора и степень восстановления ее прочности при структурировании определяются отношением предельного динамического напряжения сдвига Нстр при структурировании к предельному напряжению сдвига Нзак при закачке Нстр/Нзак.The degree of destruction of the structural network during pumping of the solution and the degree of restoration of its strength during structuring are determined by the ratio of the ultimate dynamic shear stress Nstr during structuring to the maximum shear stress Nstz during injection Nstr / Ndzak.

Реологические исследования показали, что закачиваемые по заявляемому способу и прототипу вспениваемые полимерные растворы ВПР, а также закачиваемые пористые тампонажные растворы ПТР характеризуются изменением вязкости М и предельного динамического напряжения сдвига Н в процессе закачки и структурирования в пределах Ммакс/Ммин=2,1-7,0 и Нстр/Нзак=1,3-4,7 (см. табл.2 и табл.4).Rheological studies have shown that foamable VPR polymer solutions injected by the present method and prototype, as well as porous MFI cement groutable solutions, are characterized by a change in viscosity M and ultimate dynamic shear stress N during injection and structuring within Mmax / Mmin = 2.1-7, 0 and Nstr / Nzak = 1.3-4.7 (see table 2 and table 4).

Рассмотрим кривые течения ВПР и ПТР в координатах зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига, снятые в обратном направлении с максимальной скорости к минимальной во время закачки и, наоборот, с минимальной к максимальной в процессе структурирования, замеренные на приборе «Реотест-2».Let us consider the flow curves of VLR and MFR in the coordinates of the dependence of shear stress on shear rate, taken in the opposite direction from maximum speed to minimum during injection and, conversely, from minimum to maximum during structuring, measured on a Reotest-2 device.

Рассмотрим кривые течения ВПР и ПТР по заявляемому способу и по прототипу на фиг.1 и фиг.2, полученные в процессе закачки и структурирования композиций.Consider the flow curves of PPR and PTR according to the claimed method and the prototype in figure 1 and figure 2, obtained in the process of downloading and structuring compositions.

Режим закачивания ВПР по заявленному способу аналогичен режиму закачивания композиций по способу-прототипу. Исходные композиции ВПР по заявляемому способу, имеющие более низкие вязкости по сравнению с композициями ВПР по прототипу, закачиваются с меньшим напряжением сдвига по сравнению с композициями по прототипу (см. Фиг.1, кривые течения ВПР в процессе закачки по заявленному способу и прототипу).The upload mode of the VLOOKUP according to the claimed method is similar to the upload mode of the compositions according to the prototype method. The initial VLF compositions according to the claimed method, having lower viscosities as compared to the VLP compositions of the prototype, are pumped with a lower shear stress compared to the compositions of the prototype (see Figure 1, the VLR flow curves during the injection process according to the claimed method and prototype).

При структурировании ВПР введение КФК или продуктов на его основе в композиции ВПР по заявляемому способу значительно увеличивает вязкость образующихся гелей, и при закачке увеличивается и статическое, и предельное динамическое напряжение сдвига (см. Фиг.1, кривые течения ВПР в процессе структурирования по заявленному способу и прототипу).When structuring the VLF, the introduction of CPK or products based on it in the VLB composition according to the claimed method significantly increases the viscosity of the formed gels, and when injected, both the static and ultimate dynamic shear stress increase (see Figure 1, the VLR flow curves during the structuring according to the claimed method and prototype).

В процессе закачивания и структурирования композиций ПТР по заявленному способу наблюдается аналогичная картина, что и при закачивании и структурировании ВПР (сравни Фиг.1 и Фиг.2, кривые течения ВПР и ПТР в процессе закачивания и структурирования по заявленному способу).In the process of uploading and structuring the PTR compositions according to the claimed method, a similar picture is observed as with the downloading and structuring of VLF (compare FIG. 1 and FIG. 2, the flow curves of the VLP and PTR during the pumping and structuring according to the claimed method).

Закачивание композиций ПТР по заявляемому способу происходит с меньшим статическим и предельным динамическим напряжением сдвига, чем закачивание композиций ПТР по прототипу.The injection of PTR compositions by the present method occurs with lower static and ultimate dynamic shear stress than the injection of PTR compositions according to the prototype.

Низкие значения статического и предельного динамического напряжения сдвига в процессе закачивания композиций ПТР по заявленному способу объясняются тем, что исходные закачиваемые композиции ПТР имеют низкую вязкость по причине низкой скорости образования геля при температуре до 40°C.The low values of the static and ultimate dynamic shear stress during the injection of the PTR compositions according to the claimed method are explained by the fact that the initial injected PTR compositions have a low viscosity due to the low rate of gel formation at temperatures up to 40 ° C.

В процессе структурирования композиций ВПР и ПТР по заявленному способу образуются высоковязкие гели, имеющие более высокие статические и предельные напряжения сдвига при разных скоростях сдвига, чем в композициях по прототипу.In the process of structuring the compositions of VPR and PTR according to the claimed method, highly viscous gels are formed having higher static and ultimate shear stresses at different shear rates than in the prototype compositions.

По заявленному способу после закачки вспененного сшитого полимерного раствора закачивают пористый тампонажный раствор, который может дополнительно содержать в качестве наполнителя глину, древесные опилки, резиновую крошку, цемент или другие компоненты в количестве 0,5-10 мас.%.According to the claimed method, after injection of the foamed cross-linked polymer solution, a porous grouting solution is pumped, which may additionally contain clay, wood sawdust, crumb rubber, cement or other components in an amount of 0.5-10 wt.%.

При использовании композиций ПТР для создания заколонного фильтра в продуктивном пласте в композицию добавляют водоудерживающую добавку, чтобы связать в композиции ВТР по заявляемому способу свободную воду, образующуюся в результате сжатия пространственной полимерной сетки гелиевых структур, до камня.When using PTR compositions to create an annular filter in the reservoir, a water-retaining additive is added to the composition in order to bind free water in the VTP composition according to the claimed method, resulting from the compression of the spatial polymer network of helium structures to stone.

В качестве водоудерживающей добавки используют вышеуказанные основные соли неорганических полиэлектролитов, объединенных общей формулой Aln(OH)3n-1 Cl, где n=1-5, например, основные соли хлорида алюминия в количестве 1,0-5,0 мас.%.As a water-retaining additive, the above basic salts of inorganic polyelectrolytes combined by the general formula Aln (OH) 3n-1 Cl are used, where n = 1-5, for example, basic salts of aluminum chloride in an amount of 1.0-5.0 wt.%.

Введение водоудерживающей добавки в композицию по заявляемому способу повышает ее водоудерживающую способность, а также способствует ускорению твердения образующегося камня и повышению непроницаемости его.The introduction of a water-retaining additive in the composition according to the claimed method increases its water-holding ability, and also helps to accelerate the hardening of the resulting stone and increase its impermeability.

При низких концентрациях КФК или продуктов на его основе в количестве 0,5-7,0 мас.% в композициях ВПР и ПТР образуются подвижные упругие гели. Такие композиции легко закачивать в низкопроницаемые участки пласта, а также в застойные и слабо дренированные зоны пласта.At low concentrations of CPA or products based on it in the amount of 0.5-7.0 wt.% In the compositions of VLF and MFR, mobile elastic gels are formed. Such compositions are easy to pump into low-permeability portions of the formation, as well as into stagnant and weakly drained zones of the formation.

В закачиваемых композициях, предназначенных для создания заколонного фильтра в продуктивном пласте, гелеобразование и сшивка гелиевых структур проходит при высоких концентрациях компонентов. В этом случае в результате прохождения глубокой реакции сшивки гелиевых структур в дальнейшем происходит сжатие полимерной сетки до образования однородной структуры, твердеющей до камня.In the injected compositions designed to create an annular filter in the reservoir, gelation and crosslinking of helium structures takes place at high concentrations of the components. In this case, as a result of a deep crosslinking reaction of helium structures, the polymer network is subsequently compressed to form a homogeneous structure that hardens to stone.

В результате закачки композиций заявляемого способа по сравнению с прототипом увеличиваются следующие свойства:As a result of downloading the compositions of the proposed method in comparison with the prototype increases the following properties:

- Увеличение пескоудерживающих свойств композиций и увеличение проницаемости коллекторов в зоне крепления.- An increase in the sand-holding properties of the compositions and an increase in the permeability of the collectors in the attachment zone.

- Увеличение надежности водоизоляции обводнившихся скважин и увеличение фильтрации через нефтенасыщенные части пласта.- Increasing the reliability of water isolation of waterlogged wells and increasing the filtration through oil-saturated parts of the reservoir.

- Увеличение прочностных свойств композиций.- An increase in the strength properties of the compositions.

- Увеличение реологических свойств композиций.- An increase in the rheological properties of the compositions.

- Увеличение герметичности крепления при создании заколонного фильтра в продуктивном пласте.- Increasing the tightness of the fastening when creating a column filter in the reservoir.

В результате последовательной закачки ВПР и ВТР мы получаем дополнительный синергетический эффект при совместном их использовании. Закачка ВПР обеспечивает снижение градиента давления для водной фазы в значительно большей степени, чем для нефтяной, что вызывает снижение обводненности и перемещение частиц песка к перфорационным каналам скважины. При закачке ВПР призабойная зона скважины испытывают максимальное воздействие от существующего перепада давления, что приводит к вытеснению и/или разрушению ВПР. Чтобы выдержать высокий перепад давления, закачиваемые композиции должны обладать высокими прочностными и пескоудерживающими способностями, для чего необходимо усилить адгезию ВПР на породе как за счет улучшения компонентного состава, так и за счет использования высокопрочной пористой тампонажной оторочки - закачки ВТР.As a result of the sequential injection of VLF and VTR, we get an additional synergistic effect when used together. The injection of VPR provides a decrease in the pressure gradient for the aqueous phase to a much greater extent than for the oil phase, which causes a decrease in water cut and the movement of sand particles to the perforation channels of the well. When injecting VLF, the bottom-hole zone of the well experiences the maximum impact from the existing pressure drop, which leads to crowding out and / or destruction of VLR. In order to withstand a high pressure drop, the injected compositions must have high strength and sand-holding abilities, for which it is necessary to enhance the adhesion of VPR to the rock both by improving the component composition and by using a high-strength porous grouting rim - injection of VTR.

Совместный эффект от закачки композиций ВПР и ВТР обеспечивает увеличение прочности и сохранность обеих оторочек от преждевременного разрушения, что обеспечивает увеличение межремонтного периода и, как следствие, увеличение добычи углеводородов.The combined effect of the injection of VPR and VTR compositions provides an increase in the strength and preservation of both rims from premature failure, which ensures an increase in the overhaul period and, as a result, an increase in hydrocarbon production.

Заявляемый способ крепления призабойной зоны скважины осуществляют следующим способом.The inventive method of fastening the bottom-hole zone of the well is carried out in the following way.

В пескопроявляющую добывающую скважину, обсаженную колонной, вскрытую перфорацией в интервале продуктивного пласта и оборудованную спущенной до интервала перфорации НКТ, закачивают вспененный сшитый полимерный раствор в объеме 2/3 закрепляемой зоны (около 2-8 м2). Закачку осуществляют в высокопроницаемые, слабосцементированные участки призабойной зоны скважины. Композицию выдерживают в пласте не менее 30 минут для структурирования и обеспечения сцепления вспененного сшитого полимерного раствора с породой.A foamed cross-linked polymer solution is pumped into a sand-producing producing well, cased by a column, opened by perforation in the interval of the productive formation and equipped with a tubing deflated to the perforation interval, in a volume of 2/3 of the fixed zone (about 2-8 m 2 ). The injection is carried out in highly permeable, weakly cemented sections of the bottom-hole zone of the well. The composition is kept in the formation for at least 30 minutes to structure and ensure adhesion of the foamed cross-linked polymer solution to the rock.

Приготовленный пористый тампонажный раствор закачивают в зону перфорации, частично задавливают в пласт, перекрывая зону перфорации, оставляют на ОЗЦ на 24-36 часов. Затем разбуривают тампонажный стакан и обычным способом вызывают приток жидкости с предварительной обработкой пенокислотным составом.The prepared porous cement slurry is pumped into the perforation zone, partially squeezed into the formation, blocking the perforation zone, left on the BSC for 24-36 hours. Then grout the glass and drill in the usual way cause the influx of liquid with pre-treatment with a foam composition.

Результаты фильтрационных и реологических исследований композиций ВПР и ВТР, пескоудерживающих свойств вспененного сшитого раствора, водоизолирующих свойств его для нефтенасыщенных и водонасыщенных моделей пласта, а также пористость композиций представлены в табл.1-4 и 1А.The results of filtration and rheological studies of VPR and VTR compositions, the sand-holding properties of the foamed cross-linked solution, its water-insulating properties for oil-saturated and water-saturated reservoir models, as well as the porosity of the compositions are presented in Tables 1-4 and 1A.

Пример 1. По предлагаемому способу в качестве вспененного полимерного раствора используют водный раствор 0,15-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера: ПАА с ММ=16·106 и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или ПАА с ММ=1,5·106 и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или карбоксиметилцеллюлозы марки КМЦ-600 (под шифром П-3) или полиметакриловой кислоты ПМАК (под шифром П-4), или поливинилацетата ПВА (под шифром П-5) на минерализованной сточной или разбавленной пластовой воде или эмульсии анионного полимера в масле (под шифром П-6), 0,1-20,0 мас.% ПАВ или смеси их, 0,5-20,0 мас.% карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе, 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного металла, 0,32-7,0, мас.% хлорида аммония, 0,41-8,96 мас.% нитрита натрия, вода остальное (см. табл.1).Example 1. The proposed method as a foamed polymer solution using an aqueous solution of 0.15-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer: PAA with MM = 16 · 10 6 and the degree of hydrolysis of 15% (under code P-1) or PAA with MM = 1.5 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 5% (under code P-2), or KMTS-600 grade carboxymethyl cellulose (under code P-3) or PMAC polymethacrylic acid (under code P-4), or PVA polyvinyl acetate (under code P-5) on mineralized wastewater or diluted formation water or an anionic polymer emulsion in oil (under code P-6), 0.1-20.0 wt.% surfactant or mixture and them, 0.5-20.0 wt.% urea-formaldehyde concentrate or products based on it, 0.01-0.30 wt.% salt of polyvalent metal, 0.32-7.0, wt.% ammonium chloride, 0 , 41-8.96 wt.% Sodium nitrite, the rest is water (see table 1).

Кроме того, синтезы 9, 13, 14, 17, 19 и 20 вспененного полимерного раствора содержат дополнительно кислоту или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.%, а синтезы 13, 14, 19 и 20 содержат в качестве облегчающей добавки алюмосиликатные полые микросферы в количестве 0,5-10,0 мас.% (см. табл.1 и табл.1А).In addition, syntheses 9, 13, 14, 17, 19, and 20 of the foamed polymer solution additionally contain acid or a mixture of acids in an amount of 0.1-0.5 wt.%, And syntheses 13, 14, 19 and 20 contain as facilitating additives aluminosilicate hollow microspheres in an amount of 0.5-10.0 wt.% (see table 1 and table 1A).

Для фильтрации предлагаемых композиций заранее готовят колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники с неравномерно расчленными прослоями плотных разностей алевритов и глин и слабосцементированный песок фракции 0,5-1,0 мм в количестве 10 мас.%.To filter the proposed compositions, stainless steel columns with a length of 220 mm and an internal diameter of 32 mm are prepared in advance, which are filled with a mixture containing sandstones with unevenly interlayed layers of dense differences of silts and clays and weakly cemented sand of a fraction of 0.5-1.0 mm in an amount of 10 wt .%.

Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость колонок по пресной воде, которая составила 3,50-6,0 мкм2 (K1). Затем предлагаемые композиции фильтруют на фильтрационной установкеThe models are saturated with water under vacuum, and the initial column permeability in fresh water is determined in a weighted way, which is 3.50-6.0 μm 2 (K 1 ). Then the proposed composition is filtered on a filtration unit

С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций. После этого колонку выдерживают при 60°C в течение 12 часов на реагирование. Затем прокачивают через колонку воду для определения фильтруемости воды через водонасыщенную модель пласта и определения пескоудерживающей способности композиций при избыточном давлении.For this purpose, one pore volume of the proposed compositions is pumped through the column. After that, the column was kept at 60 ° C for 12 hours to respond. Then, water is pumped through the column to determine the filterability of water through a water-saturated model of the formation and to determine the sand-holding ability of the compositions at overpressure.

Затем по предлагаемому способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенные нефтью вышеуказанные колонки.Then, according to the proposed method, the prepared compositions are filtered through the above columns saturated with oil.

Колонки под вакуумом насыщают сначала водой, весовым способом определяют исходную проницаемость колонок по воде, затем колонку насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-36,0% и 2,30-4,0 мкм2. Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций.Columns under vacuum are first saturated with water, the initial water column permeability of the columns is determined by weight, then the column is saturated with oil and the residual water saturation and oil permeability are determined, which are 23-36.0% and 2.30-4.0 μm 2 . A single pore volume of the proposed compositions is pumped through the column.

После этого колонку выдерживают при 60°C в течение 12 часов на реагирование. Затем прокачивают через колонку нефть для определения фильтруемости нефти через нефтенасыщенную модель пласта.After that, the column was kept at 60 ° C for 12 hours to respond. Then oil is pumped through the column to determine the filterability of oil through an oil-saturated reservoir model.

Содержание компонентов и результаты фильтрационных исследований композиций ВПР представлены в табл.1 и табл.1А.The content of the components and the results of filtration studies of VLF compositions are presented in Table 1 and Table 1A.

Для композиций ВПР по заявляемому способу сняты реологические показатели закачки и структурирования (см. Табл.2).For compositions VPR according to the present method, rheological indices of injection and structuring were taken (see Table 2).

На заключительном этапе определяют устойчивость геля к вымыванию из породы путем обратной прокачки исходной пластовой жидкости (нефть или вода) 10-15 поровых объемов керна с последующим замером проницаемости по данному флюиду в прямом направлении.At the final stage, the resistance of the gel to leaching out of the rock by back pumping of the initial formation fluid (oil or water) of 10-15 pore core volumes with subsequent measurement of permeability for this fluid in the forward direction is determined.

При прокачке через керн, содержащий 10 мас.% слабо сцементированного песка фракции 0,5-1,0 мм, композиции ВПР показали хорошую адгезию к породе и хорошую пескоудерживающую способность.When pumping through a core containing 10 wt.% Weakly cemented sand of a fraction of 0.5-1.0 mm, VLF compositions showed good adhesion to the rock and good sand holding ability.

Пример 2. По прототипу закачивают в качестве вспененного полимерного раствора водные растворы 1,5-2,5 мас.% водорастворимого анионного полимера, указанного в примере 1, на минерализованной сточной или разбавленной пластовой воде, 1-3 мас.% ПАВ и воздух в качестве вспенивателя, 0,01-0,30 мас.% сшивателя-стабилизатора, остальное - вода (см. табл.1 синтезы 4, 6, 8, 10, 12),Example 2. According to the prototype, aqueous solutions of 1.5-2.5 wt.% Water-soluble anionic polymer indicated in Example 1 are pumped as foamed polymer solution in mineralized waste or diluted formation water, 1-3 wt.% Surfactant and air in as a blowing agent, 0.01-0.30 wt.% of a stabilizer-crosslinker, the rest is water (see table 1, syntheses 4, 6, 8, 10, 12),

По прототипу фильтруют приготовленные композиции через водонасыщенную и нефтенасыщенную колонки на фильтрационной установке (см. Пример 1). С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций по прототипу.According to the prototype, the prepared compositions are filtered through water-saturated and oil-saturated columns in a filtration unit (see Example 1). To this end, through the column pumped one pore volume of the proposed compositions of the prototype.

После этого колонки выдерживают при 60°C в течение 12 часов на реагирование. Затем прокачивают через колонки воду или нефть для определения фильтруемости воды или нефти через водонасыщенную или нефтенасыщенную модель пласта соответственно.After that, the columns were kept at 60 ° C for 12 hours to respond. Then, water or oil is pumped through the columns to determine the filterability of water or oil through a water-saturated or oil-saturated reservoir model, respectively.

Результаты фильтрационных исследований композиций по прототипу представлены в табл.1.The results of filtration studies of the compositions of the prototype are presented in table 1.

Результаты реологических исследований композиций ВПР по прототипу в процессе закачки и структурирования представлены в табл.2.The results of the rheological studies of VLF compositions of the prototype during the injection and structuring process are presented in Table 2.

Пример 3. По предлагаемому способу в качестве пористого тампонажного раствора используют композиции, включающие 39,04-96,27 мас.% кремнийсодержащего вещества или смесь их, 3,0-45,0 мас.% карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе, 0,32-7,0 мас.% хлорида аммония 0,41-8,96 мас.% нитрита натрия (см. табл.3).Example 3. According to the proposed method, as a porous cement slurry, compositions are used comprising 39.04-96.27 wt.% Silicon-containing substances or a mixture thereof, 3.0-45.0 wt.% Urea-formaldehyde concentrate or products based on it, 0 , 32-7.0 wt.% Ammonium chloride 0.41-8.96 wt.% Sodium nitrite (see table 3).

Кроме того, композиции пористого тампонажного раствора могут содержать наполнитель и водоудерживающую добавку, например, 7, 9, 12, и 13 синтезы пористого тампонажного раствора (см. табл.3) содержат наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.%, а композиции в синтезах 5 и 7 содержат водоудерживающую добавку в количестве 1-5 мас.%.In addition, the composition of the porous grout may contain a filler and a water-retaining additive, for example, 7, 9, 12, and 13 syntheses of a porous grout (see table 3) contain a filler in an amount of 0.5-10.0 wt.%, and compositions in syntheses 5 and 7 contain a water-retaining additive in an amount of 1-5 wt.%.

Для композиций ПТР по заявляемому способу сняты реологические показатели в процессе закачки и структурирования (см. Табл.4).For compositions PTR according to the present method, rheological indicators were taken in the process of injection and structuring (see Table 4).

Пример 4. По прототипу в качестве пористого тампонажного раствора используют смесь вспененного полимерного раствора и водного цементного раствора в мас.% в соотношении, соответственно, 18-42 и 58-82 при водоцементном наполнении (в/ц), равным 0,4 (см. табл.3.).Example 4. According to the prototype, as a porous cement slurry, a mixture of foamed polymer solution and aqueous cement mortar in wt.% In the ratio, respectively, 18-42 and 58-82 with a water-cement filling (w / c) equal to 0.4 (cm Table 3.).

Для композиций ПТР по прототипу сняты реологические показатели закачки и структурирования (см. Табл.4).For PTR compositions of the prototype, rheological injection and structuring indicators were taken (see Table 4).

Техническим результатом является создание эффективного способа крепления призабойной зоны пласта, включающего закачку сшитого вспененного модифицированного полимера с использованием карбамидоформальдегидного концентрата или продуктов на его основе, более мощного по вязкости и имеющего низкие параметры в процессе закачки и высокие параметры в процессе структурирования для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций и использование в качестве пористой тампонажной композиции бесцементной смеси компонентов с использованием газообразователя для образования однородной пористой структуры тампонажного раствора, твердеющего до камня.The technical result is the creation of an effective method of fixing the bottom-hole zone of the formation, including the injection of a cross-linked foamed modified polymer using urea-formaldehyde concentrate or products based on it, more powerful in viscosity and having low parameters in the injection process and high parameters in the process of structuring to create increased filtering resistances in porous medium, increasing oil-displacing ability of the injected compositions and use as porous backfill composition cementless components of the mixture using a blowing agent to form a uniform porous structure of cement slurry, before hardening of the stone.

Благодаря применению широкого спектра компонентов для использования их в закачиваемых композициях и широкого диапазона концентраций используемых компонентов по предлагаемому способу композиции можно использовать для создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водных и газовых скважин, для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонного пространства и ликвидации проблемы пескопроявления, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений, для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, для проработки низкопроницаемых участков ласта,Due to the use of a wide range of components for use in the injected compositions and a wide range of concentrations of the components used by the proposed method, the compositions can be used to create an annular filter in the reservoir of oil, water and gas wells, to eliminate leaks in production casing, annular space and eliminate the problem of sand, as well as to regulate the development of oil fields, to isolate water inflow into oil wells and I control injectivity profile of injection wells for the study of low-permeability sections of fins,

Достижения от совместного использования ВПР и ВТР в способе крепления призабойной зоны скважин:Achievements from the joint use of VPR and VTR in the method of fixing the bottom-hole zone of wells:

- Решение проблемы пескопроявления в результате высокой прочности закрепленной зоны и увеличение проницаемости коллектора в зоне крепления.- Solving the problem of sand development as a result of the high strength of the fixed zone and increasing the permeability of the collector in the fastening zone.

- Надежная водоизоляция скважин.- Reliable waterproofing of wells.

- Увеличение герметичности крепления при создании заколонного фильтра в продуктивном пласте в слабосцементированных коллекторах.- Increasing the tightness of the fastening when creating an annular filter in the reservoir in weakly cemented reservoirs.

- В качестве ВТР использование бесцементной тампонажной смеси компонентов для закрепления фронта закачки после закачки ВПР и при создании заколонного фильтра в продуктивном пласте.- As VTR, the use of a cementless cement mixture of components for securing the injection front after VLF injection and when creating an annular filter in the reservoir.

- Использование бесцементных смесей - альтернатива закачки цементных смесей.- The use of cementless mixtures - an alternative to the injection of cement mixtures.

- Простота и технологичность крепления призабойной зоны скважины в отличие от известных технологий.- Simplicity and manufacturability of fixing the bottom-hole zone of the well, in contrast to the known technologies.

- Композиции ВПР и ВТР имеют низкие реологические показатели в процессе закачки и высокие реологические показатели в процессе структурирования.- Compositions of VPR and VTR have low rheological indices in the process of injection and high rheological indices in the process of structuring.

- Увеличение межремонтного периода скважины.- Increase in the overhaul period of the well.

Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003
Figure 00000001
Figure 00000002
Figure 00000003

Figure 00000004
Figure 00000004

Figure 00000005
Figure 00000005

Claims (5)

1. Способ крепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора с предварительной закачкой вспененного полимерного раствора, отличающийся тем, что предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%:
анионный водорастворимый полимер   или эмульсию анионного   полимера в масле 0,15-5,0 поверхностно-активное вещество ПАВ   или смесь ПАВ 0,1-20,0 карбамидоформальдегидный концентрат   или продукты на его основе 0,5-20,0 соль поливалентного металла 0,01-0,30 хлорид аммония 0,32-7,0 нитрит натрия 0,41-8,96 вода остальное,

и затем пористый тампонажный раствор,
содержащий, мас.%:
кремнийсодержащее вещество   или смесь кремнийсодержащих   веществ 39,04-96,27 карбамидоформальдегидный концентрат   или продукты на его основе 3,0-45,0 хлорид аммония 0,32-7,0 нитрит натрия 0,41-8,96
1. The method of fastening the bottom-hole zone of the well, including the injection into the borehole zone of the formation of a porous cement slurry with a preliminary injection of foamed polymer solution, characterized in that the foamed polymer solution is pre-pumped, containing, wt.%:
anionic water soluble polymer or an anionic emulsion polymer in oil 0.15-5.0 surfactant surfactant or a mixture of surfactants 0.1-20.0 urea-formaldehyde concentrate or products based on it 0.5-20.0 polyvalent metal salt 0.01-0.30 ammonium chloride 0.32-7.0 sodium nitrite 0.41-8.96 water rest,

and then a porous grout,
containing, wt.%:
silicon-containing substance or a mixture of silicon-containing substances 39.04-96.27 urea-formaldehyde concentrate or products based on it 3.0-45.0 ammonium chloride 0.32-7.0 sodium nitrite 0.41-8.96
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вспененный полимерный раствор дополнительно содержит неорганическую или органическую кислоту, или смесь кислот в количестве 0,1-0,5 мас.%.2. The method according to claim 1, characterized in that the foamed polymer solution further comprises an inorganic or organic acid, or a mixture of acids in an amount of 0.1-0.5 wt.%. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вспененный полимерный раствор дополнительно содержит алюмосиликатные полые сферы в количестве 0,5-10 мас.%.3. The method according to claim 1, characterized in that the foamed polymer solution further comprises aluminosilicate hollow spheres in an amount of 0.5-10 wt.%. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что пористый тампонажный раствор дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.%.4. The method according to claim 1, characterized in that the porous cement slurry further comprises a filler in an amount of 0.5-10.0 wt.%. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что пористый тампонажный раствор дополнительно содержит водоудерживающую добавку в количестве 1,0-5,0 мас.%. 5. The method according to claim 1, characterized in that the porous cement slurry further comprises a water-retaining additive in an amount of 1.0-5.0 wt.%.
RU2010144585/03A 2010-10-29 2010-10-29 Method of bottom-hole region lining RU2467156C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010144585/03A RU2467156C2 (en) 2010-10-29 2010-10-29 Method of bottom-hole region lining

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2010144585/03A RU2467156C2 (en) 2010-10-29 2010-10-29 Method of bottom-hole region lining

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010144585A RU2010144585A (en) 2012-05-10
RU2467156C2 true RU2467156C2 (en) 2012-11-20

Family

ID=46311890

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010144585/03A RU2467156C2 (en) 2010-10-29 2010-10-29 Method of bottom-hole region lining

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2467156C2 (en)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2530153C2 (en) * 2013-01-16 2014-10-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный аграрный университет" Grouting composition for cementing low-pressure well
RU2532935C1 (en) * 2013-07-26 2014-11-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Method of bottom-hole formation zone stabilising
RU2536529C1 (en) * 2013-12-17 2014-12-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir
RU2553816C1 (en) * 2014-05-06 2015-06-20 ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" Gelling composition, dry mixture and methods of its preparation
RU2569125C1 (en) * 2014-12-18 2015-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Composition for isolation of water inflow in well
RU2645233C1 (en) * 2016-10-03 2018-02-19 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method of supporting production reservoir of gas well
RU2754527C1 (en) * 2020-11-16 2021-09-03 Публичное Акционерное Общество "Пигмент" (ПАО "Пигмент") Grouting polymer composition for high temperatures
RU2760860C1 (en) * 2021-02-04 2021-12-01 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Backfill

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3370649A (en) * 1965-10-19 1968-02-27 Union Oil Co Water-flooding process
SU1035194A1 (en) * 1982-03-01 1983-08-15 Кубанский государственный университет Method of temporary isolation of highly permeable areas of hole-bottom adjoining zone of formation
RU2167280C2 (en) * 1999-08-06 2001-05-20 Канзафаров Фидрат Яхьяевич Method of developing nonuniform hydrocarbon pool
RU2172814C2 (en) * 1999-04-20 2001-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Method of stabilization of bottom-hole formation zone
RU2237797C1 (en) * 2003-01-20 2004-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for isolating water influx areas in a well
RU2249099C2 (en) * 2002-11-18 2005-03-27 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Method for adjusting extraction of non-homogenous oil bed
RU2249670C2 (en) * 2003-04-10 2005-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Method for isolating bed waters influx in wells
US20070187090A1 (en) * 2006-02-15 2007-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cleaning sand control screens and gravel packs
EP1853680A1 (en) * 2004-12-08 2007-11-14 Halliburton Energy Services, Inc. Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex
RU2322580C1 (en) * 2006-09-05 2008-04-20 Геологический факультет Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова Method for complex enrichment and additional recovery of metals in dump

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3370649A (en) * 1965-10-19 1968-02-27 Union Oil Co Water-flooding process
SU1035194A1 (en) * 1982-03-01 1983-08-15 Кубанский государственный университет Method of temporary isolation of highly permeable areas of hole-bottom adjoining zone of formation
RU2172814C2 (en) * 1999-04-20 2001-08-27 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Method of stabilization of bottom-hole formation zone
RU2167280C2 (en) * 1999-08-06 2001-05-20 Канзафаров Фидрат Яхьяевич Method of developing nonuniform hydrocarbon pool
RU2249099C2 (en) * 2002-11-18 2005-03-27 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Method for adjusting extraction of non-homogenous oil bed
RU2237797C1 (en) * 2003-01-20 2004-10-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for isolating water influx areas in a well
RU2249670C2 (en) * 2003-04-10 2005-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Method for isolating bed waters influx in wells
EP1853680A1 (en) * 2004-12-08 2007-11-14 Halliburton Energy Services, Inc. Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex
US20070187090A1 (en) * 2006-02-15 2007-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cleaning sand control screens and gravel packs
RU2322580C1 (en) * 2006-09-05 2008-04-20 Геологический факультет Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова Method for complex enrichment and additional recovery of metals in dump

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2530153C2 (en) * 2013-01-16 2014-10-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный аграрный университет" Grouting composition for cementing low-pressure well
RU2532935C1 (en) * 2013-07-26 2014-11-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Method of bottom-hole formation zone stabilising
RU2536529C1 (en) * 2013-12-17 2014-12-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir
RU2553816C1 (en) * 2014-05-06 2015-06-20 ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" Gelling composition, dry mixture and methods of its preparation
RU2569125C1 (en) * 2014-12-18 2015-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Composition for isolation of water inflow in well
RU2645233C1 (en) * 2016-10-03 2018-02-19 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method of supporting production reservoir of gas well
RU2754527C1 (en) * 2020-11-16 2021-09-03 Публичное Акционерное Общество "Пигмент" (ПАО "Пигмент") Grouting polymer composition for high temperatures
RU2760860C1 (en) * 2021-02-04 2021-12-01 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Backfill

Also Published As

Publication number Publication date
RU2010144585A (en) 2012-05-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2467156C2 (en) Method of bottom-hole region lining
US4042031A (en) Plugging subterranean earth formations with aqueous epoxy emulsions containing fine solid particles
CN106188403B (en) A kind of anti-CO of high temperature and high salt oil deposit2Has channeling blocking agent and preparation method thereof
CN113136193A (en) High-activity nano oil displacement agent and preparation method thereof
CN104449631A (en) Strong gas-wetting nanosilicon dioxide water block removal agent, preparation method thereof and method for wetting transition of rock surface
CN111961460B (en) High-efficiency energy-saving bridge channel fully-coupled fiber proppant system and application method thereof
CN101863643B (en) Hydrophobic gel composite cement and plugging method thereof
CN110540833A (en) stable carbon dioxide water-based foam fracturing fluid, preparation method thereof and application of fracturing fluid in improvement of shale gas recovery ratio
RU2446270C1 (en) Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone
RU2367792C2 (en) Method of processing oil-field strata
RU2554957C2 (en) Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone
EP2501774B1 (en) Water control additive compounds and methods of making and using same
RU2401939C2 (en) Procedure for development of non-uniform reservoir
CA1224331A (en) Process for utilizing a silicate/silica cement in oil field applications
CN113045259B (en) Hydrophobic and breathable cement slurry adopted in natural gas well cementing and preparation method thereof
CA2451747A1 (en) Permeable cement composition and method for preparing the same
CN104291733A (en) Toughened anti-channeling agent for cement and toughened cement for cementing shale gas horizontal well
RU2429270C2 (en) Compound for control of development of oil deposits (versions)
CN105754565B (en) A kind of organic micro-spheres and inorganic silicate Compositional type heavy oil thermal recovery fleeing proof agent and preparation method thereof
RU2471962C1 (en) Method of well cementing under conditions of abnormally low formation pressure
Qing et al. Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir
CN105567188A (en) Auxiliary agent for improving plugging performance of cyanogen coagulation type plugging agent, preparation method thereof and cyanogen coagulation type plugging agent
CN115703959A (en) Method for preparing composite gel
RU2536529C1 (en) Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir
RU2483093C1 (en) Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20181030