RU2491315C1 - Composition for isolation of water in wells - Google Patents
Composition for isolation of water in wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2491315C1 RU2491315C1 RU2012104390/03A RU2012104390A RU2491315C1 RU 2491315 C1 RU2491315 C1 RU 2491315C1 RU 2012104390/03 A RU2012104390/03 A RU 2012104390/03A RU 2012104390 A RU2012104390 A RU 2012104390A RU 2491315 C1 RU2491315 C1 RU 2491315C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- vitam
- reagent
- composition
- cement
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах.The invention relates to the oil industry, in particular, to compositions for isolating water inflow in production and injection wells.
Известен состав для изоляции водопритоков и зон поглощений в скважинах (а.с. №765497, МПК Е21В 33/13, опубл. 23.09.1980, бюл. №35), который содержит сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты, а также эпихлоргидрин. Недостатком известного состава является то, что эпихлоргидрин обладает высокой токсикологической опасностью (2 класс опасности).A known composition for the isolation of water inflows and absorption zones in wells (AS No. 765497, IPC ЕВВ 33/13, publ. 09/23/1980, bull. No. 35), which contains a copolymer of sodium methacrylate and methacrylic acid, as well as epichlorohydrin. A disadvantage of the known composition is that epichlorohydrin has a high toxicological hazard (hazard class 2).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав для изоляции вод в скважине (пат. RU 2354678, МПК С09К 8/487, опубл. 10.05.2009, бюл. №13), который содержит сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты, а также эпоксисоединение - глицидиловые производные 5,5-диметилгидантоина. При взаимодействии сополимера с эпоксисоединением (структурообразователем) образуется полимерный гель, способный блокировать водоприток в скважину.The closest in technical essence to the proposed one is a composition for isolating water in a well (US Pat. RU 2354678, IPC S09K 8/487, publ. 05/10/2009, bull. No. 13), which contains a copolymer of sodium methacrylate and methacrylic acid, as well as an epoxy compound - glycidyl derivatives of 5,5-dimethylhydantoin. When the copolymer interacts with the epoxy compound (builder), a polymer gel is formed that can block water inflow into the well.
Недостатком известного состава является то, что полученный гель в пресной воде со временем размягчается, разрушается и вымывается из зоны изоляции, из-за чего повышается обводненность нефти и сокращается межремонтный период работы скважины.A disadvantage of the known composition is that the resulting gel in fresh water softens over time, collapses and is washed out of the isolation zone, due to which the water content of the oil increases and the overhaul period of the well is reduced.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ограничения водопритока и снижение обводненности нефти за счет образования полимерного геля, стойкого к воздействию пресных вод.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of limiting water inflow and reducing the water cut of oil due to the formation of a polymer gel that is resistant to fresh water.
Поставленная задача решается составом для изоляции вод в скважине, содержащим сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты и структурообразователь.The problem is solved by a composition for isolating water in a well containing a copolymer of sodium methacrylate and methacrylic acid and a structure-forming agent.
Новым является то, что в качестве сополимера метакрилата натрия и метакриловой кислоты используют реагент «Витам», а в качестве структурообразователя - раствор алюмохлорида при следующем соотношении, об.%:New is that as a copolymer of sodium methacrylate and methacrylic acid use the reagent "Vitam", and as a structure-forming agent - a solution of aluminum chloride in the following ratio, vol.%:
дополнительно в составе используют водоцементную смесь при водоцементном отношении 0,5-0,8 в объеме, равном от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида.in addition, a water-cement mixture is used in the composition at a water-cement ratio of 0.5-0.8 in a volume equal to 12 to 22% of the total volume of the Vitam reagent and the aluminum chloride solution.
Реагенты, применяемые в предлагаемом составе, представлены в табл.1.The reagents used in the proposed composition are presented in table 1.
Согласно техническим условиям реагент «Витам» представляет собой композиционный материал на основе карбоксилсодержащего метакрилового сополимера и гликоля, он предназначен для повышения нефтеотдачи в качестве водоизолирующего агента. Водоцементную смесь получают затворением цемента, используемого повсеместно при ремонте скважин. Затворение цемента проводят при водоцементном отношении 0,5-0,8.According to the technical conditions, the Vitam reagent is a composite material based on a carboxyl-containing methacrylic copolymer and glycol, it is designed to increase oil recovery as a water-insulating agent. A water-cement mixture is obtained by mixing cement, which is used everywhere in well repair. Mixing of cement is carried out with a water-cement ratio of 0.5-0.8.
При взаимодействии реагента «Витам» с раствором алюмохлорида образуется объемный полимерный гель, который отличается от известных (гипана, полиакриламида, лигносульфонатов) отсутствием синерезиса (усадки геля, сопровождающейся отделением жидкости), улучшенными структурно-механическими свойствами и способностью к обратимым упругим деформациям. При взаимодействии реагента «Витам», раствора алюмохлорида и водоцементной смеси происходит ускорение набора прочности полимерцементной массы, что обеспечивает сокращение продолжительности ремонта скважины. Полимерцементная масса, получаемая при взаимодействии реагента «Витам». раствора алюмохлорида и водоцементной смеси, не разрушается в пресной воде. повышается прочность получаемого водоизоляционного экрана, что позволяет последнему выдерживать перепады давлений, существующие в системе «пласт-скважина».When Vitam reagent interacts with a solution of aluminum chloride, a bulk polymer gel is formed, which differs from the known ones (hypane, polyacrylamide, lignosulfonates) in the absence of syneresis (gel shrinkage, accompanied by liquid separation), improved structural and mechanical properties and the ability to reversible elastic deformations. When Vitam reagent, a solution of alumina chloride and a water-cement mixture interact, the curing of the cement-cement mass is accelerated, which reduces the duration of well repair. The polymer cement mass obtained by the interaction of the reagent "Vitam". a solution of alumina chloride and a water-cement mixture, does not break down in fresh water. the strength of the resulting waterproofing screen is increased, which allows the latter to withstand the pressure drops existing in the reservoir-well system.
В лабораторных условиях предлагаемый состав проверяли на воздействие пресной воды: в колбы наливали реагент «Витам». раствор алюмохлорида и водоцементную смесь перемешивали и полученную полимерцементную массу заливали пресной водой плотностью 1000 кг/м3. Каждые 3 месяца замеряли объем воды в колбах и ее плотность, которые не изменились в течение года, вода при этом не помутнела, а полимерцементная масса не разрушилась, что доказывает ее стойкость к воздействию пресных вод.In laboratory conditions, the proposed composition was tested for fresh water: Vitam reagent was poured into the flasks. the aluminum chloride solution and the water-cement mixture were mixed and the resulting polymer-cement mass was poured with fresh water with a density of 1000 kg / m 3 . Every 3 months, the volume of water in the flasks was measured and its density, which did not change during the year, the water did not cloudy at the same time, and the polymer-cement mass did not collapse, which proves its resistance to fresh water.
Испытания водоизолирующей способности предлагаемого состава проводили на моделях пласта длиной 120 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных молотым известняком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль их расхода по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модель последовательно прокачивают реагент «Витам», раствор алюмохлорида и водоцементную смесь. Модели оставляют на 24 ч и 36 ч с целью структурирования состава, после чего прокачивают воду, по формуле Дарси определяют проницаемость и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является мерой результативности изоляционных работ.Testing the water-insulating ability of the proposed composition was carried out on reservoir models 120 cm long and 2.7 cm inner diameter filled with ground limestone fractions of 0.2-0.3 mm, which allow simulating the injection of reagents into the reservoir and continuously monitoring their flow rate according to the scheme: " well-reservoir ”and“ reservoir-well ”. Initially, water is pumped through the reservoir model, its flow rate is measured, and the initial permeability of the model is determined. Then Vitam reagent, alumina chloride solution and water-cement mixture are sequentially pumped through the model. The models are left for 24 hours and 36 hours in order to structure the composition, after which water is pumped, the permeability is determined by the Darcy formula and the insulation coefficient is calculated, which characterizes the degree of clogging of pores and is a measure of the effectiveness of insulation work.
Результаты исследования водоизолирующей способности предлагаемого состава и состава по наиболее близкому аналогу (прототипу) представлены в табл.2.The results of the study of the water-insulating ability of the proposed composition and composition according to the closest analogue (prototype) are presented in table 2.
Из представленных в табл.2 результатов следует, что составы №1 и №5 показали недостаточную изолирующую способность. Коэффициент изоляции предлагаемого состава и водоцементной смеси (опыты №2-4) уже через 24 ч составил 96-98%, а через 36 ч - 99,5-100%, что лучше результатов, полученных при использовании состава по наиболее близкому аналогу через 36 ч, и что свидетельствует об эффективности предлагаемого состава. В опытах №2-4 оптимальное количество водоцементной смеси при водоцементном отношении 0,5-0,8 составляет от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида (№2-12%, №3-15%, №4-22%).From the results presented in table 2 it follows that the compositions No. 1 and No. 5 showed insufficient insulating ability. The isolation coefficient of the proposed composition and water-cement mixture (experiments No. 2-4) after 24 hours was 96-98%, and after 36 hours - 99.5-100%, which is better than the results obtained when using the composition according to the closest analogue after 36 h, and which indicates the effectiveness of the proposed structure. In experiments No. 2-4, the optimal amount of water-cement mixture with a water-cement ratio of 0.5-0.8 is from 12 to 22% of the total volume of the Vitam reagent and the solution of aluminum chloride (No. 2-12%, No. 3-15%, No. 4-22%).
Оптимальное соотношение состава и водоцементной смеси (опыты №2-4), об.%:The optimal ratio of composition and water-cement mixture (experiments No. 2-4), vol.%:
дополнительно в составе используют водоцементную смесь при водоцементном отношении 0,5-0,8 в объеме, равном от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида.in addition, a water-cement mixture is used in the composition at a water-cement ratio of 0.5-0.8 in a volume equal to 12 to 22% of the total volume of the Vitam reagent and the aluminum chloride solution.
Использование водоцементной смеси в качестве дополнительного компонента состава обеспечивает сокращение продолжительности структурирования состава с 36 до 12 ч, обеспечивает повышение прочности водоизоляционного экрана и эффективности изоляционных работ. Требуемый объем водоцементной смеси выбран на основе опыта промысловых работ и уточняется в зависимости от приемистости скважины.The use of a water-cement mixture as an additional component of the composition reduces the duration of the structuring of the composition from 36 to 12 hours, provides increased strength of the water insulation screen and the effectiveness of insulation work. The required volume of water-cement mixture is selected on the basis of field experience and is specified depending on the injectivity of the well.
Пример практического применения.An example of practical application.
На скважине проводили изоляцию пластовых вод с отключением части пласта. Характеристики скважины: нефтедобывающая скважина с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, текущим забоем 1794 м, интервалом перфорации продуктивного пласта 1778-1780, 1788-1790 м и удельной приемистостью 5,0 м3/ч·МПа).Well water was isolated at the well, with part of the formation being shut off. Well characteristics: an oil producing well with a production casing with a diameter of 146 mm, a current bottom hole of 1794 m, an interval of perforation of the reservoir 1778-1780, 1788-1790 m and a specific injection rate of 5.0 m 3 / h · MPa).
В скважину спустили на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и установили разбуриваемый пакер в интервале 1780-1788 м. Определили приемистость скважины закачиванием в изолируемый интервал 6,0 м3 минерализованной воды с плотностью. равной плотности жидкости глушения скважины. Закачивание производили с целью контроля приемистости непосредственно перед закачиванием предлагаемого состава. Закачали буфер в объеме 0,2 м3 пресной воды (для исключения преждевременного гелеобразования), 3,9 м3 (49,4 об.%) реагента «Витам», буфер в объеме 0,2 м3 пресной воды, 4 м (50,6 об.%) раствора алюмохлорида, буфер в объеме 0,2 м3 пресной воды, 1,2 м водоцементной смеси (15,2% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида), затворенной из 1,5 т цемента при водоцементном отношении, равном 0,5. и 5,2 м воды с плотностью, равной плотности жидкости глушения. Приподняли посадочное устройство пакера на 2 м выше разбуриваемого пакера и произвели контрольную обратную промывку до чистой воды закачиванием по межтрубью воды с плотностью, равной плотности жидкости глушения, в объеме не менее 8.1 м3. НКТ подняли на безопасную высоту и скважину оставили на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в течение 12 ч.The well was lowered on tubing and the drillable packer was installed in the range of 1780-1788 m. The injectivity of the well was determined by pumping 6.0 m 3 of mineralized water with a density into the insulated interval. equal fluid density killing wells. The injection was carried out in order to control the injectivity immediately before the injection of the proposed composition. A buffer was injected in a volume of 0.2 m 3 of fresh water (to exclude premature gelation), 3.9 m 3 (49.4 vol.%) Of Vitam reagent, a buffer in a volume of 0.2 m 3 of fresh water, 4 m ( 50.6 vol.%) Alumina chloride solution, buffer in a volume of 0.2 m 3 of fresh water, 1.2 m water-cement mixture (15.2% of the total volume of Vitam reagent and alumina chloride solution), closed from 1.5 t cement with a water-cement ratio of 0.5. and 5.2 m of water with a density equal to the density of the kill fluid. We lifted the packer landing device 2 m above the packer being drilled and performed a backwash to clean water by pumping water through the annulus with a density equal to the density of the kill fluid in a volume of at least 8.1 m 3 . The tubing was raised to a safe height and the well was left to wait for the cement to harden (WPC) for 12 hours.
До проведения изоляционных работ скважина работала в течение 6 месяцев с дебитом 0,5 т нефти в сутки с обводненностью более 80%, после изоляции предлагаемым составом дебит по нефти увеличился до 5,5 т в сутки, а обводненность продукции снизилась до 8%, что доказывает выполнение технической задачи предложения. Скважина проработала 14 месяцев, эффект продолжается.Before the isolation work, the well worked for 6 months with a flow rate of 0.5 tons of oil per day with a water cut of more than 80%, after isolation with the proposed composition, the oil flow rate increased to 5.5 tons per day, and the water cut of the product decreased to 8%, which proves the fulfillment of the technical task of the proposal. The well worked for 14 months, the effect continues.
Таким образом, в данном предложении достигаются результаты - повышение эффективности ограничения водопритока и снижение обводненности нефти.Thus, in this proposal, results are achieved - an increase in the efficiency of limiting water inflow and a decrease in water cut in oil.
Claims (1)
дополнительно в составе используют водоцементную смесь при водоцементном отношении 0,5-0,8 в объеме, равном от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида. Composition for isolating water in a well, containing a copolymer of sodium methacrylate and methacrylic acid and a structure-forming agent, characterized in that a Vitam reagent is used as a copolymer of sodium methacrylate and a methacrylic acid copolymer, and an aluminum chloride solution in the following ratio, vol.%:
in addition, a water-cement mixture is used in the composition at a water-cement ratio of 0.5-0.8 in a volume equal to 12 to 22% of the total volume of the Vitam reagent and the aluminum chloride solution.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012104390/03A RU2491315C1 (en) | 2012-02-08 | 2012-02-08 | Composition for isolation of water in wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012104390/03A RU2491315C1 (en) | 2012-02-08 | 2012-02-08 | Composition for isolation of water in wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012104390A RU2012104390A (en) | 2013-08-20 |
| RU2491315C1 true RU2491315C1 (en) | 2013-08-27 |
Family
ID=49162424
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012104390/03A RU2491315C1 (en) | 2012-02-08 | 2012-02-08 | Composition for isolation of water in wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2491315C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421849A1 (en) * | 1986-08-25 | 1988-09-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of isolating water inflow into operating well |
| SU1710698A1 (en) * | 1989-03-28 | 1992-02-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of water isolation in carbonate and carbonized formations |
| US6626243B1 (en) * | 1999-08-24 | 2003-09-30 | Bj Services Company | Methods and compositions for use in cementing in cold environments |
| RU2354678C1 (en) * | 2007-12-06 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for shut-off of water in well |
| EP1853680B1 (en) * | 2004-12-08 | 2010-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
| RU2408780C1 (en) * | 2010-02-16 | 2011-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs |
-
2012
- 2012-02-08 RU RU2012104390/03A patent/RU2491315C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1421849A1 (en) * | 1986-08-25 | 1988-09-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of isolating water inflow into operating well |
| SU1710698A1 (en) * | 1989-03-28 | 1992-02-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of water isolation in carbonate and carbonized formations |
| US6626243B1 (en) * | 1999-08-24 | 2003-09-30 | Bj Services Company | Methods and compositions for use in cementing in cold environments |
| EP1853680B1 (en) * | 2004-12-08 | 2010-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
| RU2354678C1 (en) * | 2007-12-06 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Composition for shut-off of water in well |
| RU2408780C1 (en) * | 2010-02-16 | 2011-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for isolation of water and for intensification of oil intake in carbonate reservoirs |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012104390A (en) | 2013-08-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7694738B2 (en) | Methods of using wellbore sealant compositions containing cationic latexes | |
| US7687440B2 (en) | Wellbore sealant compositions containing cationic latexes | |
| CA2631526C (en) | Wellbore sealant compositions containing cationic latexes and methods of using them | |
| CN102587858B (en) | Method for blocking water for fracture and hole type reservoir | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| CN102746835A (en) | Carbonatite oil well density selectivity water shutoff agent and preparation process thereof | |
| RU2581861C1 (en) | Method for bottomhole support in well | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2491315C1 (en) | Composition for isolation of water in wells | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2340761C1 (en) | Method of elimination of leakage of producing well column | |
| RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
| RU2599154C1 (en) | Method of repair-insulation works in well (versions) | |
| RU2283422C1 (en) | Method for water influx zone isolation in well | |
| RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
| RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2565618C1 (en) | Installation method of easily breakable cement plug in horizontal well | |
| RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
| RU2601888C1 (en) | Method for repair and insulation works in well | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| RU2588582C1 (en) | Method for isolation of bottom water inflow in oil wells | |
| RU2382174C1 (en) | Well absorption zone sealing method | |
| RU2418153C1 (en) | Method for limiting water inlux in well | |
| RU2618539C1 (en) | Method of repair and insulation operations in a well | |
| RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well |