RU2627786C1 - Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application - Google Patents
Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application Download PDFInfo
- Publication number
- RU2627786C1 RU2627786C1 RU2016118964A RU2016118964A RU2627786C1 RU 2627786 C1 RU2627786 C1 RU 2627786C1 RU 2016118964 A RU2016118964 A RU 2016118964A RU 2016118964 A RU2016118964 A RU 2016118964A RU 2627786 C1 RU2627786 C1 RU 2627786C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- composition
- substance
- silicon
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к составам и способам для обработки пласта, для регулирования разработки нефтяных месторождений и крепления призабойной зоны пескопроявляюших скважин, а также может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions and methods for isolating the influx of formation water in the well and securing the bottomhole formation zone of oil-saturated formations, as well as to compositions and methods for adjusting the injectivity profile of injection wells, to compositions and methods for treating the formation, for regulating development of oil fields and fastening the bottom-hole zone of sand-developing wells, and can also be used to eliminate leakage of production casing and create column filter.
Известен способ изоляции водопроницаемого пласта, включающий закачку в пласт водного раствора полисиликата натрия и гелеобразователя, в качестве которого используют сульфаминовую кислоту или соляную кислоту, или хлористый кальций (патент RU №2124124. М.кл. 6, E21B 43/32, опубл. 21.12.98г.).A known method of isolating a permeable formation, including the injection into the formation of an aqueous solution of sodium polysilicate and a gelling agent, which is used as sulfamic acid or hydrochloric acid, or calcium chloride (patent RU No. 2124124. Mcl 6, E21B 43/32, publ. 21.12 .98g.).
Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий закачку силиката щелочного металла и минерализованной воды. Перед закачкой раствор силиката щелочного металла и минерализованную воду смешивают до коллоидного состояния (патент RU №2133825, М.кл. 6 E21B 43/22, опубл. 27.07.99 г.).A known method of developing a productive formation, including the injection of alkali metal silicate and saline water. Before injection, the alkali metal silicate solution and saline water are mixed to a colloidal state (patent RU No. 2133825, Mcl 6 E21B 43/22, publ. 07.27.99).
Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя - соляной кислоты на высокоминерализованной воде хлоркальциевого типа. При этом перед закачкой отвердителя в скважину закачивают разделитель - легкую нефть (патент RU №2121570, М.кл. 6 E21B 43/22, опубл. 10.11.98 г.).A known method of limiting water inflow into a well, comprising sequentially injecting into the well an aqueous solution of sodium silicate and a hardener, hydrochloric acid in highly mineralized water of calcium chloride type. In this case, before the hardener is injected into the well, a separator is pumped - light oil (patent RU No. 2121570, M.cl. 6 E21B 43/22, publ. 10.11.98).
Недостатками этих способов являются использование в нем только водорастворимых силикатов, в результате чего способ имеет ограниченную область применения, слабую гидрофобизирующую способность закачиваемых композиций и слабую их нефтевытесняющую способность.The disadvantages of these methods are the use in it of only water-soluble silicates, as a result of which the method has a limited scope, weak hydrophobizing ability of the injected compositions and their weak oil-displacing ability.
Известен способ изоляции обводненного пласта, включающий закачку полифункциональных алкоксисодержащих кремнийорганических соединений, хлорида поливалентного металла и воду. Перед закачкой состава в пласт закачивают соляную кислоту с концентрацией до 22% (А.с. №1808998, М.кл. 5 E21B 33/138, опубл. 15.04.93, Бюл.14).A known method of isolating a waterlogged formation, including the injection of polyfunctional alkoxy-containing organosilicon compounds, polyvalent metal chloride and water. Before the composition is injected, hydrochloric acid with a concentration of up to 22% is pumped into the formation (A.S. No. 1808998, Mcl 5 E21B 33/138, publ. 15.04.93, Bull.14).
Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину путем закачки в пласт кремнийорганического соединения - олигоорганоэтоксихлорсилоксана (а.с. №861554, М.кл. 3 E21B 33/13, опубл. 07.09.81, Бюл. №33).A known method of isolating the influx of formation water into the well by injection into the formation of an organosilicon compound - oligorganorganoethoxychlorosiloxane (AS No. 861554, Mcl 3 E21B 33/13, publ. 07.09.81, Bull. No. 33).
Известен способ изоляции пласта, включающий закачку синтетической смолы марки КФМК, отвердителей - окзила-СМ и солей алюминия, и воды (патент RU №2272892, М кл 7 E21B 33/138, опубл. 27.03.08, Бюл. №9).A known method of isolating the formation, including the injection of synthetic resin brand KFMK, hardeners - oxyl-SM and aluminum salts, and water (patent RU No. 2272892, M CL 7 E21B 33/138, publ. 27.03.08, Bull. No. 9).
Известен способ крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку карбамидной смолы, хлорида аммония, нитрита натрия и воды (патент RU №2352764, М.кл. 7 E21B 33/138, опубл. 10.12.08, Бюл. №11).A known method of fastening the bottomhole formation zone, including the injection of urea resin, ammonium chloride, sodium nitrite and water (patent RU No. 2352764, Mcl 7 E21B 33/138, publ. 10.12.08, Bull. No. 11).
Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину, по которому закачивают в скважину смесь 98,0-99,9 мас.% кремнийсодержащего вещества с 0,1-2,0 мас.% высокодисперсным гидрофобным материалом (патент RU №2249670, М.кл. 7 E21B 33/138, опубл. 10.04.2005, Бюл. №10).A known method of isolating the influx of formation water into the well, through which a mixture of 98.0-99.9 wt.% Silicon-containing substance with 0.1-2.0 wt.% Highly dispersed hydrophobic material is pumped into the well (patent RU No. 2249670, M.cl 7 E21B 33/138, published on April 10, 2005, Bull. No. 10).
Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину и крепления призабойной зоны пласта, по которому закачивают в скважину смесь 44,9-77,9 мас.% кремнийсодержащего вещества с 0,1-3,0 мас.% высокодисперсным гидрофобным материалом и щелочным стоком производства капролактама 20,0-55,0 мас.% (патент RU по заявке №2013144226 от 01.10.2013 г.).A known method of isolating the influx of formation water into the well and securing the bottom-hole zone of the formation, in which a mixture of 44.9-77.9 wt.% Silicon-containing material with 0.1-3.0 wt.% Highly dispersed hydrophobic material and alkaline production drain is pumped into the well caprolactam 20.0-55.0 wt.% (RU patent according to the application No. 2013144226 from 01.10.2013).
Наиболее близким к предлагаемому составу и способу является способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт кремнийсодержащего вещества 60-95 мас.%, карбамидоформальдегидного концентрата 5-40 мас.% (патент RU №2446270, М.кл. 7 E21B 33/138, опубл. 10.04.05 г, Бюл. №10).Closest to the proposed composition and method is a method of isolating the influx of formation water in the well and securing the bottomhole zone of the formation, including injecting 60-95 wt.%, Urea-formaldehyde concentrate 5-40 wt.% Into the formation (patent RU No. 2446270, M. C. 7 E21B 33/138, publ. 10.04.05 g, Bull. No. 10).
Недостатком вышеуказанного способа является низкая скорость отверждения закачиваемых композиций в области низких температур до 40°C и хрупкость отвержденных композиций вследствие образования твердого кристаллического геля.The disadvantage of the above method is the low curing rate of the injected compositions at low temperatures up to 40 ° C and the fragility of the cured compositions due to the formation of a solid crystalline gel.
Целью предлагаемого изобретения является создание пластичной композиции и способа ее применения для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, имеющей регулируемый механизм отверждения закачиваемой композиции в области низких температур до 40°C и высоких температур до 90-120°C и образующей пластичную структуру при отверждении, которая увеличивает качество и срок изоляции водопритока в трещиноватых коллекторах за счет сокращения времени гелеобразования, повышения прочности геля и сокращения времени проведения изоляционных работ, что расширяет область ее применения не только для изоляции водопритока в скважине, но и для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, создания заколонного фильтра и для более эффективной ликвидации проблемы пескопроявления. Способ применения композиции заключается в закачке предложенной пластичной композиции для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта по п. 1.The aim of the invention is the creation of a plastic composition and method of its application for isolating the influx of formation water in the well and securing the bottom-hole formation zone, having an adjustable mechanism for curing the injected composition in the low temperature range up to 40 ° C and high temperatures up to 90-120 ° C and forming plastic structure during curing, which increases the quality and term of isolation of water inflow in fractured reservoirs by reducing the gelation time, increasing the gel strength and reducing the time insulating works, which expands the scope of its application not only for isolating water inflow in the well, but also for eliminating leakages in production casing, creating an annular filter and for more effective elimination of the problem of sand. The method of application of the composition consists in injecting the proposed plastic composition to isolate the influx of formation water in the well and securing the bottomhole formation zone according to claim 1.
Поставленная задача решается тем, что пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, содержащая кремнийсодержащее вещество, отличающаяся тем, что дополнительно содержит водный раствор неорганического сшивателя и пластификатор, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество 55-89, водный раствор неорганического сшивателя 10-40, пластификатор 1-5.The problem is solved in that the plastic composition for isolating the influx of formation water in the well and securing the bottomhole formation zone containing a silicon-containing substance, characterized in that it further comprises an aqueous solution of an inorganic crosslinker and a plasticizer, while a silicon-containing substance uses an organosilicon oil-soluble or water-soluble substance or inorganic silicon substance in the following ratio of components, wt.%: silicone oil-soluble or odorastvorimoe substance or substance kremniyneorganicheskoe 55-89, an aqueous solution of an inorganic crosslinker 10-40, plasticizer 1-5.
2. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональные алкоксисодержащие маслорастворимые кремнийорганические вещества - замещенные и полные эфиры ортокремниевой кислоты, органохлорсиланы, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, тетраэтоксисилан с органохлорсиланом или олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, смесь титаноэтоксихлорсилоксанов и водорастворимые кремнийорганические вещества: водные растворы метилсиликоната натрия или калия или композиции этоксисилоксанов.2. The composition according to p. 1, characterized in that as the organosilicon substance use polyfunctional alkoxy-containing oil-soluble organosilicon substances - substituted and full esters of orthosilicic acid, organochlorosilanes, oligorganoethoxychlorosiloxanes, tetraethoxysiloxane-organosiloxane-organosiloxanesiloxanes sodium or potassium; or ethoxysiloxane compositions.
3. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве кремнийнеорганического вещества используют технические растворимые силикаты, включающие силикаты натрия в виде растворов жидкого стекла, полисиликаты с силикатным модулем 2,1-6,5, метасиликаты, коллоидные силикаты, а также добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiO2).3. The composition according to claim 1, characterized in that technical soluble silicates, including sodium silicates in the form of liquid glass solutions, polysilicates with a silicate module of 2.1-6.5, metasilicates, colloidal silicates, as well as those produced on an industrial scale, minerals containing silicon in their structural group in the form of silicon dioxide (SiO 2 ).
4. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку кремнийсодержащей композиции, отличающийся тем, что в качестве кремнийсодержащей композиции закачивают пластичную композиции по п. 1.4. The method of isolating the influx of formation water in the well and securing the bottom-hole zone of the formation, including the injection of a silicon-containing composition, characterized in that the plastic composition according to claim 1 is injected as a silicon-containing composition.
В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют органохлорсиланы, смесь тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смесь тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например смесь олигоорганоэтоксихлорсилоксанов 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, a mixture of 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 tetraethoxysilane 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 For example, GKZh-11N (TU 6-000491277-101-97), an aqueous solution of sodium methylsiliconate or a composition of ethoxysiloxanes (TU 6-00 - 05763441-45-92) under the name "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 2,1-6,5, или метасиликатов, или коллоидных силикатов, или быстрорастворимых гидратированных силикатов, например низкомодульного жидкого стекла марки Сплином (ГОСТ 13078-81), 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 К3-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), низкомодульного гидросиликата натрия (ТУ 2145-001-75105538-2005).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 a silicate module of 2.1-6.5, or metasilicates, or colloidal silicates, or instant hydrated silicates, for example low-modulus liquid glass of the Splin brand (GOST 13078-81), metasilicates (TU 6-18-161-82), high-module liquid glass of the Naftosil brand, produced according to TU 2145-002-12979928-2001 or colloidal sodium silicates of the Sia brand litas ”(TU 2145-010-43811938-97) and“ Sialit-30-5 ”(TU 2145-002-43811938-97),“ Silica sol K3-TM ”, or instant hydrated sodium silicate of the brand“ Sialit-60-3 ” "(TU 2145-004-43811938-99), or frost-resistant glass of the Nomak brand (TU 2145-015-13002378-95), low-modulus sodium hydrosilicate (TU 2145-001-75105538-2005).
Кроме силикатов, в качестве кремнийнеорганического вещества используют добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiO2), например, в мас.%: полевой шпат K(AlSi3O7) - 64,0, выпускаемый в виде материалов полевошпатовых (ГОСТ 2304-78) и кварц-полевошпатовых (ГОСТ 7030-75); нефелины Na3K(AlSiO4)4 - 43,08, выпускаемые в виде нефелинового концентрата по ТУ 12-54-80 и нефелино-полевошпатовых материалов по ГОСТ 18451-77; кварцы (a⋅SiO2) - 60,09, выпускаемые в виде кварцевого концентрата из природного кварца по ТУ 5726-001-1146665-97, кварца молотого по ГОСТ 9077-82 и кварца гранулированного по ТУ 21-0285122-002-91.In addition to silicates, minerals extracted on an industrial scale that contain silicon in the form of silicon dioxide (SiO 2 ), for example, in wt.%: Feldspar K (AlSi 3 O 7 ) - 64.0, are used as inorganic silicon substances. produced in the form of feldspar materials (GOST 2304-78) and quartz-feldspar (GOST 7030-75); nepheline Na 3 K (AlSiO 4 ) 4 - 43.08, produced in the form of nepheline concentrate according to TU 12-54-80 and nepheline feldspar materials according to GOST 18451-77; quartz (a⋅SiO 2 ) - 60.09, produced in the form of quartz concentrate from natural quartz according to TU 5726-001-1146665-97, ground quartz according to GOST 9077-82 and granulated quartz according to TU 21-0285122-002-91.
В качестве неорганического сшивающего агента используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, а также хромокалиевые квасцы (хкк).As an inorganic crosslinking agent, salts of trivalent chromium or aluminum are used: acetates, sulfates, chlorides, as well as potassium chromium alum (CCC).
Кроме того, в качестве неорганического сшивающего агента используют алюмохромфосфатное связующее, выпускаемое по ТУ 2149-150-10964029-01 на ЗАО «ФК» г. Буй Костромской области.In addition, as an inorganic crosslinking agent, an aluminum-chromophosphate binder is used, manufactured in accordance with TU 2149-150-10964029-01 at ZAO FC Bui, Kostroma Region.
Алюмохромфосфатное связующее (АХФС) представляет собой вязкую жидкость темно-зеленого цвета с удельной массой 1550-1770 кг/м3 при 20°C и содержит 6,5-9,0% массовой доли алюминия в пересчете на Al2O3, 3,5-4,5% массовой доли хрома в пересчете на Cr2O3, 35-40% массовой доли фосфатов в пересчете на P2O5, является пожаро - и взрывобезопасным продуктом.Alumochromophosphate binder (AHFS) is a dark green viscous liquid with a specific gravity of 1550-1770 kg / m 3 at 20 ° C and contains 6.5-9.0% of the mass fraction of aluminum in terms of Al 2 O 3 , 3, 5-4.5% of the mass fraction of chromium in terms of Cr 2 O 3 , 35-40% of the mass fraction of phosphates in terms of P 2 O 5 , is a fire and explosion-proof product.
Неорганический сшиватель используют в виде водного раствора на пресной воде 10-50%-ной концентрации.Inorganic crosslinker is used in the form of an aqueous solution in fresh water of 10-50% concentration.
В качестве пластификатора используют моноэтанол- и диэтаноламиды растительных масел, например моноэтаноламиды кислот кокосового масла, например Коламид К (ТУ 2433-013-0470605-2005), диэтаноламиды кислот растительных масел - Диламиды (ТУ 2433-001-04706205), выпускаемые компанией «НИИПАВ» в г. Волгодонске: в виде продуктов марок Диламид К, Диламикс, Диламид ПС, Диламид ПЯ, которые представляют собой вязкие жидкости желтого цвета, имеющие pH 8-10, а также ЩСПК или водорастворимые полимеры, например полиакриламид, полиакрилат, полиметакриловую кислоту, поливинилацетат, сополимер винилацетата и винилового спирта, поливиниловый спирт, а также биополимеры на основе маннозы и глюкозы, смесь производных полисахаридов, замещенную целлюлозу: карбоксиметилцеллюлозу, оксиэтилированную, метил- или гидроэтилцеллюлозу.As a plasticizer, monoethanol and diethanolamides of vegetable oils, for example, monoethanolamides of coconut oil acids, for example Colamide K (TU 2433-013-0470605-2005), diethanolamides of vegetable oil acids - Dilamides (TU 2433-001-04706205), manufactured by NIIAPAV, are used "In Volgodonsk: in the form of products of the brands Dilamide K, Dilamix, Dilamide PS, Dilamide ПЯ, which are yellow viscous liquids having a pH of 8-10, as well as alkali polypropylene or water-soluble polymers, such as polyacrylamide, polyacrylate, polymethacrylic acid, polyvinyl etat, a copolymer of vinyl acetate and vinyl alcohol, polyvinyl alcohol, and biopolymers based on mannose and glucose, a mixture of derivatives of polysaccharides, substituted cellulose: carboxymethylcellulose, ethoxylated methyl or gidroetiltsellyulozu.
Кроме того, в качестве пластификатора для приготовления пластичной композиции используют щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) (ТУ 2433-039-00205311-08), который представляет собой жидкость с высокой проникающей способностью от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачную, без механических примесей, с плотностью при 20°C 1100-1200 кг/м3.In addition, as a plasticizer for the preparation of a plastic composition, an alkaline stock of caprolactam production (SCSPK) is used (TU 2433-039-00205311-08), which is a liquid with high penetration from brown to dark brown, opaque, without mechanical impurities , with a density at 20 ° C 1100-1200 kg / m 3 .
ЩСПК содержит натриевые соли органических кислот в количестве 18-30 мас.%, циклогексанола не более 0,8 мас.%, циклогексанона не более 0,2 мас.%, смолы не более 10 мас.%, суммарная массовая доля капролактама и натриевой соли E-аминокапроновой кислоты не нормируется.ShchSPK contains sodium salts of organic acids in an amount of 18-30 wt.%, Cyclohexanol not more than 0.8 wt.%, Cyclohexanone not more than 0.2 wt.%, Resins not more than 10 wt.%, The total mass fraction of caprolactam and sodium salt E-aminocaproic acid is not standardized.
Пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта содержит в качестве кремнийсодержащего вещества кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество.A plastic composition for isolating the inflow of formation water in the well and securing the bottom-hole zone of the formation contains, as a silicon-containing substance, an organosilicon oil-soluble or water-soluble substance or an inorganic silicon substance.
В отличие от прототипа заявленная композиция дополнительно содержит водный раствор неорганического сшивателя 10-50%-ной концентрации и пластификатор.Unlike the prototype, the claimed composition further comprises an aqueous solution of an inorganic crosslinker of 10-50% concentration and a plasticizer.
При введении раствора неорганического сшивателя в композицию, содержащую маслорастворимое кремнийорганическое вещество, происходит гидролиз его, так как раствор неорганического сшивателя является электролитом и выступает в качестве катализатора гидролиза, происходит превращение маслорастворимого кремнийорганического вещества в водорастворимое с последующей поликонденсацией его с образованием полисилоксанов.When a solution of an inorganic crosslinker is introduced into a composition containing an oil-soluble organosilicon substance, it is hydrolyzed, since the solution of an inorganic crosslinker is an electrolyte and acts as a hydrolysis catalyst, the oil-soluble organosilicon substance is converted to a water-soluble one, followed by its polycondensation with the formation of polysiloxanes.
При использовании в заявленной закачиваемой композиции кремнийнеорганического вещества, например раствора силиката натрия, при введении раствора неорганического сшивателя происходит образование монокремниевой кислоты, которая неустойчива и подвергается полимеризации, в результате чего образуются различные по составу и строению поликремневые кислоты.When a silicon-inorganic substance, for example, sodium silicate solution is used in the inventive injected composition, the introduction of the inorganic crosslinker solution results in the formation of monosilicic acid, which is unstable and polymerizes, resulting in the formation of polysilicic acids of various composition and structure.
При введении раствора неорганического сшивателя в раствор коллоидного силиката, который представляет собой устойчивую коллоидно-дисперсную систему, происходит укрупнение дисперсных частиц коллоидного силиката. В результате коагуляции дисперсных частиц реакционная масса превращается в равномерную студенистую аморфную структуру.When a solution of an inorganic crosslinker is introduced into a solution of colloidal silicate, which is a stable colloidal dispersed system, coarsening of the dispersed particles of colloidal silicate occurs. As a result of coagulation of dispersed particles, the reaction mass turns into a uniform gelatinous amorphous structure.
При использовании кремнийнеорганических веществ в композиции в виде одного из вышеперечисленных добываемых минералов в навеску минерала дозируют раствор неорганического сшивателя, который является солью сильных минеральных кислот и имеют кислую среду. Поэтому все используемые минералы легко разлагаются в кислой среде с образованием геля кремневой кислоты.When using silicon-inorganic substances in a composition in the form of one of the above-mentioned extracted minerals, a solution of an inorganic crosslinker, which is a salt of strong mineral acids and has an acidic environment, is metered into a sample of the mineral. Therefore, all used minerals are easily decomposed in an acidic environment with the formation of silicic acid gel.
Более половины мировых запасов нефти и газа содержится на месторождениях с карбонатными коллекторами трещинного и трещинно-порового типа. Отличительная особенность трещиноватых коллекторов - значительное влияние трещин и каверн на фильтрацию композиций. Такие коллекторы имеют повышенные фильтрационные характеристики по сравнению с матрицей горной породы, поэтому нефть вытесняется из них пластовой или нагнетаемой водой значительно быстрее. Поэтому по промытым трещинам в скважину преждевременно начинает поступать вода. Для борьбы с обводнением скважин существует много технологий и композиций, и большинство из них разработаны для условий поровых коллекторов и применение их часто не эффективно.More than half of the world's oil and gas reserves are contained in deposits with fractured and fractured-pore carbonate reservoirs. A distinctive feature of fractured reservoirs is the significant influence of cracks and cavities on the filtration of compositions. Such reservoirs have improved filtration characteristics compared to the rock matrix, therefore, oil is displaced from them by formation or injection water much faster. Therefore, through washed cracks, water starts to flow prematurely into the well. To combat water flooding, there are many technologies and compositions, and most of them are designed for conditions of pore reservoirs and their use is often not effective.
В связи с этим очень актуальна разработка композиции для изоляции водопритока, которая эффективно работает в трещиноватых коллекторах.In this regard, the development of a composition for isolating water inflow, which works effectively in fractured reservoirs, is very relevant.
Преждевременный выход из строя скважин при освоении и эксплуатации их, в основном, связан с обводнением скважин и некачественным креплением колонн.Premature failure of wells during the development and operation of them is mainly associated with watering wells and poor-quality column fastening.
В настоящее время используемые известные составы и способы изоляции притока пластовых вод, крепления призабойной зоны пласта и технологии их применения не позволяют полностью решить проблемы изоляции притока пластовых вод и борьбы с выносом песка. Основными причинами недостаточной эффективности изоляции притока вод является нарушение герметичности заколонного пространства, например, из-за избыточных давлений в затрубном пространстве или из-за частых соляно-кислотных обработок, или других причин. При этом наблюдается коррозионное разрушение цементного камня, что приводит к возникновению заколонных перетоков. Поступление воды увеличивает обводненность продукции. Основное назначение водоизоляционных работ является снижение обводненности продукции, при этом, не допуская снижения дебита нефти, который был до проведения водоизоляционных работ.Currently, the known compositions and methods for isolating the influx of formation water, fixing the bottom-hole zone of the formation, and the technology for their use do not completely solve the problems of isolating the influx of formation water and controlling sand removal. The main reasons for the lack of efficiency in isolating the influx of water is a violation of the tightness of the annulus, for example, due to excessive pressure in the annulus or because of frequent hydrochloric acid treatments, or other reasons. In this case, corrosion destruction of cement stone is observed, which leads to the occurrence of behind-the-casing flows. The intake of water increases the water content of the product. The main purpose of waterproofing works is to reduce the water cut of products, while not allowing a decrease in the oil flow rate that was before the waterproofing works.
Применение заявленной композиции заключается в закачке пластичной композиции для изоляции притока вод в скважине, поступающего по промытым трещинам в скважину в связи с ее обводнением, а также применения ее для герметизации негерметичного цементного кольца.The use of the claimed composition consists in injecting a plastic composition to isolate the influx of water into the well coming through washed cracks into the well in connection with its flooding, as well as using it to seal an unpressurized cement ring.
С целью выбора оптимальных технологических схем воздействия на призабойную зону пласта предложен способ применения заявленной композиции, который включает закачку пластичной композиции по п. 1.In order to select optimal technological schemes for influencing the bottom-hole formation zone, a method for using the claimed composition is proposed, which includes injecting a plastic composition according to claim 1.
Недостатками прототипа являются хрупкость получаемых отвержденных композиций и не регулируемый механизм отверждения композиций в области низких температур до 40°C вследствие низкой скорости реакции отверждения.The disadvantages of the prototype are the fragility of the obtained cured compositions and an unregulated mechanism for curing the compositions at low temperatures up to 40 ° C due to the low speed of the curing reaction.
В отличие от прототипа отверждение заявленной композиции при низкой температуре до 40°C происходит очень быстро, например, при использовании для отверждения концентрированных растворов неорганического сшивателя отверждение композиции происходит при перемешивании компонентов. Поэтому для снижения скорости отверждения композиции концентрированные растворы неорганического сшивателя разбавляют пресной водой до нужной концентрации, чтобы обеспечить заданное время отверждения композиции, например, синтезы при 20°C (см. табл. 1 и 2).In contrast to the prototype, curing of the claimed composition at a low temperature of up to 40 ° C occurs very quickly, for example, when using inorganic crosslinker concentrated solutions for curing, curing of the composition occurs with mixing of the components. Therefore, to reduce the curing speed of the composition, concentrated inorganic crosslinker solutions are diluted with fresh water to the desired concentration to provide a predetermined curing time of the composition, for example, syntheses at 20 ° C (see Tables 1 and 2).
Для создания регулируемого механизма отверждения состава в области низких температур до 40°C в кремнийсодержащее вещество дозируют водный раствор неорганического сшивателя нужной концентрации от 10 до 50% мас. в зависимости от заданного периода гелеобразования.To create an adjustable mechanism for curing the composition at low temperatures up to 40 ° C, an aqueous solution of an inorganic crosslinker of the desired concentration of 10 to 50 wt.% Is dosed into the silicon-containing substance. depending on a given period of gelation.
При исследовании время образования геля в композиции определяют визуально, перемешивая реакционную массу через каждые 5-15 мин вплоть до отверждения исследуемой композиции.In the study, the time of gel formation in the composition is determined visually by mixing the reaction mass every 5-15 minutes until the test composition is cured.
Проведены исследования по подбору соотношения компонентов композиции: кремнийсодержащего вещества, пластификатора и раствора неорганического сшивателя при температуре 20°C, 60°C и 90°C, а также выдерживали часть указанных заявленных композиций и композиций по прототипу при 120°C в течение 14 суток (см. табл. 1А).Studies were conducted on the selection of the ratio of the components of the composition: a silicon-containing substance, a plasticizer and an inorganic crosslinker solution at a temperature of 20 ° C, 60 ° C and 90 ° C, and also a part of the claimed compositions and compositions according to the prototype was kept at 120 ° C for 14 days ( see table 1A).
Проведенные исследования показали, что отвержденные заявленные композиции выдерживают температуру 120°C не менее 14 суток. Особо высокую прочность отвержденным композициям придает использование в качестве неорганического сшивателя алюмохромфосфатного связующего (АХФС), которое придает композициям высокую термостойкость. АХФС используют в сталелитейном производстве, где температура достигает 1650°C, что сопоставимо с огнеупорностью (термостойкостью) кварцевого песка. Композиции по прототипу при 120°C через 3 суток потрескались и частично разрушились.Studies have shown that the cured claimed composition can withstand temperatures of 120 ° C for at least 14 days. The use of aluminochromophosphate binder (AHFS) as an inorganic crosslinker gives a particularly high strength to cured compositions, which gives the compositions high heat resistance. AHFS is used in steelmaking, where the temperature reaches 1650 ° C, which is comparable with the refractoriness (heat resistance) of quartz sand. Compositions of the prototype at 120 ° C after 3 days cracked and partially destroyed.
Заявленную пластичную композицию, содержащую кремнийсодержащее вещество, пластификатор и водный раствор неорганического сшивателя на основе АХФС лучше использовать в трещиноватых коллекторах с температурой 90-120°C. В результате фильтрационных исследований установлено, что за счет содержащейся дисперсной фазы гелеобразующая композиция не проникает в поровое пространство, но при этом легко фильтруется и эффективно изолирует трещины. В результате фильтрации определено, что проницаемость водонасыщенных участков уменьшается в большей степени, чем нефтенасыщенных (сравни композиции в табл. 3 и табл. 4).The claimed plastic composition containing a silicon-containing substance, a plasticizer and an aqueous solution of an inorganic crosslinker based on AHFS is best used in fractured reservoirs with a temperature of 90-120 ° C. As a result of filtration studies, it was found that due to the contained dispersed phase, the gel-forming composition does not penetrate into the pore space, but at the same time it is easily filtered and effectively isolates cracks. As a result of filtration, it was determined that the permeability of water-saturated areas decreases to a greater extent than oil-saturated areas (compare the compositions in Table 3 and Table 4).
Кроме того, заявленную композицию можно применять для цементирования негерметичных цементных колец, так как композиции, имея пластичную мелкодисперсную структуру, закроют имеющиеся трещины в негерметичных цементных кольцах.In addition, the claimed composition can be used for cementing unsealed cement rings, since the composition, having a plastic finely dispersed structure, will close existing cracks in unsealed cement rings.
Причинами выноса песка являются низкая прочность закрепленной зоны, значительное снижение проницаемости коллектора в зоне крепления, сложность и трудоемкость технологии крепления, недостаточный межремонтный период.The reasons for the removal of sand 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.
Низкая прочность закрепленной зоны часто обусловлена закачкой хрупких стеклоподобных композиций, которые не выдерживают высоких фильтрационных сопротивлений и высокой температуры, и растрескиваются.The low strength of the fixed zone is often due to the injection of fragile glass-like compositions that do not withstand high filtration resistances and high temperatures, and crack.
Для получения пластичных композиций в заявленный состав вводят пластификатор. При введении одного из вышеуказанных пластификаторов в закачиваемую композицию состав приобретает новое необходимое свойство - пластичность.To obtain plastic compositions, a plasticizer is introduced into the claimed composition. With the introduction of one of the above plasticizers in the injected composition, the composition acquires a new necessary property - ductility.
Заявленные закачиваемые пластичные композиции увеличивают адгезию на границе металл-цементный камень и металл-полимерцементный камень.The claimed injected plastic compositions increase adhesion at the border of a metal-cement stone and a metal-polymer cement.
При использовании композиций по заявленному составу и способу применения его для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, подвергнутых коррозионному разрушению, после закачки заявленной композиции происходит увеличение прочности цементного камня за счет эффекта полимерного «микрозалечивания» пор цементного камня, что предотвращает возникновение заколонных перетоков.When using the compositions according to the claimed composition and method of using it to eliminate leakage of production casing subjected to corrosion failure, after injection of the claimed composition, the strength of the cement stone increases due to the effect of polymer "microhealing" of the pores of the cement stone, which prevents the occurrence of annular flows.
После закачки предложенных пластичных гидрофобных композиций увеличивается гидрофобизация породы, композиции хорошо удерживаются в пласте за счет увеличения адгезии к породе пласта, а за счет увеличения пластичности и прочности, закачиваемых отвержденных композиций надежно изолируется приток пластовых вод и прекращается вынос песка в результате повышения прочности закрепленной зоны.After injection of the proposed plastic hydrophobic compositions, the hydrophobization of the rock increases, the compositions are well retained in the formation due to increased adhesion to the formation rock, and due to the increase in ductility and strength of the injected cured compositions, the influx of formation water is reliably isolated and sand removal is stopped as a result of increased strength of the fixed zone.
За счет увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта в результате закачки высокопрочных пластичных композиций и полной изоляции водопритока происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов. Поэтому заявленную пластичную композицию и способ ее применения можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважине, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.Due to the increase in hydrophobization of the formation rock surface as a result of injection of high-strength plastic compositions and complete isolation of water inflow, redistribution of filtration flows occurs, as a result of which the influx of oil from micropores of low-permeability intervals increases. Therefore, the claimed plastic composition and method of its application can be used not only to isolate formation water in the well, but also to regulate the development of oil fields.
По заявленному составу и способу его применения в отличие от прототипа образуются пластичные прочные композиции, которые после отверждения выдерживают более высокие фильтрационные сопротивления в пористой среде, водоизолируя промытые водой высокопроницаемые трещины.According to the claimed composition and method of its application, unlike the prototype, plastic durable compositions are formed which, after curing, withstand higher filtration resistances in a porous medium, waterproofing highly permeable cracks washed with water.
Поэтому их используют для полной водоизоляции промытых водой высокопроницаемых и трещиноватых зон, а также для обеспечения перераспределения фильтрационных потоков и подключения к разработке низкопроницаемых застойных и слабодренируемых зон пласта.Therefore, they are used for complete waterproofing of water-washed, highly permeable and fractured zones, as well as to ensure the redistribution of filtration flows and to connect low-permeability stagnant and slightly drained formation zones to the development.
Увеличению нефтевытесняющей способности способствует содержание в закачиваемых композициях вышеперечисленных катионных ПАВ.The increase in oil displacing ability contributes to the content in the injected compositions of the above cationic surfactants.
Закачиваемые композиции, содержащие КПАВ, снижают межфазное натяжение на границе нефть - поверхностно-активная композиция, так как моноэтанол- и диэтаноламиды являются катионными ПАВ, которые облегчают закачку композиций, увеличивают моющую их способность, и в результате чего увеличивается нефтевытесняющая способность композиций заявленного состава.Injected compositions containing surfactants reduce the interfacial tension at the oil-surface-active composition boundary, since monoethanol and diethanolamides are cationic surfactants that facilitate the injection of compositions, increase their washing ability, and as a result, the oil-displacing ability of the compositions of the claimed composition is increased.
Исследования показали, что композиции по заявляемому составу и способу его применения успешно блокируют водные каналы высокопроницаемых и трещиноватых пропластков с минимальным снижением нефтепроницаемости.Studies have shown that the composition according to the claimed composition and method of its application successfully block the water channels of highly permeable and fractured layers with a minimum decrease in oil permeability.
По заявленному составу закачиваемые композиции готовят так.According to the claimed composition, the injected compositions are prepared as follows.
В кремнийсодержащее вещество: кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество в количестве 55-89 мас.% добавляют при перемешивании один из вышеперечисленных пластификаторов в количестве 1-5 мас.%, а затем при перемешивании добавляют заранее приготовленный на пресной воде один раствор неорганического сшивателя из диапазона концентраций 10-50%-ных водных растворов его в количестве 10-40 мас.%. Для регулирования скорости отверждения композиций водный раствор неорганического сшивателя подбирают нужной концентрации.In a silicon-containing substance: an organosilicon oil-soluble or water-soluble substance or an inorganic silicon substance in an amount of 55-89 wt.%, Add one of the above plasticizers in an amount of 1-5 wt.% With stirring, and then one solution of an inorganic crosslinker prepared in fresh water is added with stirring from the concentration range of 10-50% aqueous solutions of it in an amount of 10-40 wt.%. To control the curing speed of the compositions, an aqueous solution of an inorganic crosslinker is selected to the desired concentration.
Полученную композицию закачивают в скважинуThe resulting composition is pumped into the well.
При необходимости применения концентрированных растворов неорганического сшивателя, учитывая высокую скорость отверждения закачиваемых композиций, используют параллельную закачку смеси кремнийсодержащего вещества с пластификатором и раствора неорганического сшивателя в нужном соотношении компонентов, смешивают их на устье скважины через тройник и дозируют в скважину.If it is necessary to use concentrated solutions of an inorganic crosslinker, taking into account the high curing speed of the injected compositions, a parallel injection of a mixture of a silicon-containing substance with a plasticizer and a solution of an inorganic crosslinker in the desired ratio of components is used, they are mixed at the wellhead through a tee and dosed into the well.
Предложен способ применения пластичной композиции, который в качестве кремнийсодержащей композиции включает закачку пластичной заявленной композиции по п. 1.A method of using a plastic composition is proposed, which, as a silicon-containing composition, comprises injecting the plastic claimed composition according to claim 1.
Данные лабораторных исследований представлены в таблицах 1-5 и 1А.Laboratory data are presented in tables 1-5 and 1A.
Пример 1. По заявленному составу приготавливают композиции на основе кремнийсодержащего вещества в мас.%: в 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1-5 пластификатора одного из вышеперечисленных, затем при перемешивании добавляют заранее приготовленный на пресной воде один из вышеуказанных 10-50%-ных водных растворов неорганического сшивателя в количестве 10-40 (см. табл. 1, 2 и 1А).Example 1. According to the claimed composition, compositions are prepared on the basis of a silicon-containing substance in wt.%: In 55-89 organosilicon oil-soluble or water-soluble substances or organosilicon substances, 1-5 plasticizers of one of the above are added in small portions with thorough stirring, then pre-prepared with fresh water one of the above 10-50% aqueous solutions of an inorganic crosslinker in an amount of 10-40 (see tab. 1, 2 and 1A).
По заявленному способу приготовленные композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора.According to the claimed method, the prepared compositions are filtered through a water-saturated core in a filtration plant in order to determine a decrease in the permeability of the reservoir.
Приготовленные для фильтрации колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области и имеющей пористость 22-25%. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, которая составила 19,5-27,2 мкм2 (K1) . Затем через колонку прокачивают два объема пор заявленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (K2). Понижение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K1/K2⋅100%.Columns made of stainless steel prepared for filtration with a length of 220 mm and an inner diameter of 32 mm are filled with a mixture containing sandstones that are unevenly divided by interlayers of dense differences of silts and clays from the Bobrikovsky horizon of the Visean tier of the Samara region and having a porosity of 22-25%. The models are saturated with water under vacuum, the initial water permeability of the cores is determined in a weighted way, which amounted to 19.5-27.2 μm 2 (K 1 ). Then, two pore volumes of the claimed composition are pumped through the column. After that, the column is kept in a thermostat at 90 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are pumped through the core. Then determine the permeability to water (K 2 ). The decrease in permeability in% is determined by the change in core permeability in water before and after pumping the composition: K 1 / K 2 ⋅ 100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 3.The results of filtration studies are presented in table. 3.
Пример 2. В композиции по прототипу при содержании компонентов в мас.%: в 60-95 маслорастворимого или водорастворимого кремнийорганического вещества, водорастворимого или коллоидного силиката, при перемешивании небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 5-40 карбамидоформальдегидного концентрата КФК.Example 2. In the composition of the prototype when the content of the components in wt.%: In 60-95 oil-soluble or water-soluble organosilicon substances, water-soluble or colloidal silicate, with stirring in small portions with thorough stirring, add 5-40 urea-formaldehyde concentrate KFK.
На фильтрационной установке через водонасыщенный керн фильтруют два объема пор композиции по прототипу с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1). После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (K2). Понижение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K1/K2⋅100%.In the filtration unit, two pore volumes of the composition of the prototype are filtered through a water-saturated core to determine the decrease in collector permeability (see Example 1). After that, the column is kept in a thermostat at 90 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are pumped through the core. Then determine the permeability to water (K 2 ). The decrease in permeability in% is determined by the change in core permeability in water before and after pumping the composition: K 1 / K 2 ⋅ 100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 3.The results of filtration studies are presented in table. 3.
Пример 3. По заявленному составу приготавливают композиции на основе кремнийсодержащего вещества в мас.%: в 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1-5 пластификатора одного из вышеперечисленных, затем при перемешивании добавляют заранее приготовленный на пресной воде один из вышеуказанных 10-50%-ных водных растворов неорганического сшивателя в количестве 10-40 (см. табл. 1, 2 и 1 А).Example 3. According to the claimed composition, compositions are prepared on the basis of a silicon-containing substance in wt.%: In 55-89 organosilicon oil-soluble or water-soluble substances or organosilicon substances, 1-5 plasticizers of one of the above are added in small portions with thorough stirring, then pre-prepared with fresh water one of the above 10-50% aqueous solutions of an inorganic crosslinker in an amount of 10-40 (see tab. 1, 2 and 1 A).
По заявленному способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.According to the claimed method, the prepared compositions are filtered through a core saturated with oil with a residual water saturation of 23-36% in a filtration plant in order to determine the increase in the permeability of the reservoir by oil.
Линейная модель представляет собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде. После этого колонку насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-36% и 3,2-7,8 мкм2 (K1) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 811 кг/м3 и динамической вязкостью 8,2 мПа⋅с при 20°C. Через колонку прокачивают два поровых объема приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (K2), прокачивая три объема пор нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1⋅100%. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 4.The linear model is the stainless steel column described above. The column is filled with the above mixture. The model is saturated with water under vacuum, and the column permeability to water is determined by weight. After that, the column is saturated with oil and the residual water saturation and oil permeability are determined, which amounted to 23-36% and 3.2-7.8 μm 2 (K 1 ) (modeling the treatment of the oil-saturated zone of the reservoir). In filtration works, natural oil is used with a density of 811 kg / m 3 and a dynamic viscosity of 8.2 mPa⋅s at 20 ° C. Two pore volumes of the prepared composition are pumped through the column. After that, the column is kept in a thermostat at 90 ° C for 6 hours to form a gel. After that, oil permeability (K 2 ) is determined by pumping three oil pore volumes. The increase in permeability in% is determined by the change in core permeability for oil after and before pumping the composition: K 2 / K 1 ⋅ 100%. The results of filtration studies are presented in table. four.
Пример 4. В композиции по прототипу при содержании компонентов в мас.%: в 60-95 маслорастворимого или водорастворимого кремнийорганического вещества, водорастворимого или коллоидного силиката, при перемешивании небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 5-40 карбамидоформальдегидного концентрата КФК.Example 4. In the composition of the prototype when the content of the components in wt.%: In 60-95 oil-soluble or water-soluble organosilicon substances, water-soluble or colloidal silicate, 5-40 urea-formaldehyde concentrate KFK is added with stirring in small portions with thorough stirring.
Приготовленные композиции по прототипу фильтруют на фильтрационной установке через насыщенный нефтью керн (см. пример 3) с целью определения повышения проницаемости коллектора, прокачивая два поровых объема композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1⋅100%.Prepared compositions of the prototype are filtered on a filtration plant through a core saturated with oil (see example 3) in order to determine the increase in permeability of the reservoir, pumping two pore volumes of the composition. After that, the column is kept in a thermostat at 90 ° C for 6 hours to form a gel. After that, the oil permeability (K 2 ) is determined by pumping three oil pore volumes. The increase in permeability in% is determined by the change in core permeability for oil after and before pumping the composition: K 2 / K 1 ⋅ 100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 4.The results of filtration studies are presented in table. four.
Пример 5. По заявленному составу приготавливают композиции на основе кремнийсодержащего вещества в мас.%: в 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1-5 пластификатора одного из вышеперечисленных, затем при перемешивании добавляют заранее приготовленный на пресной воде один из вышеуказанных 10-50%-ных водных растворов неорганического сшивателя в количестве 10-40 (см. табл. 1, 2 и 1А).Example 5. According to the claimed composition, compositions are prepared on the basis of a silicon-containing substance in wt.%: In 55-89 organosilicon oil-soluble or water-soluble substances or organosilicon substances, 1-5 plasticizers of one of the above are added in small portions with thorough stirring, then pre-prepared with fresh water one of the above 10-50% aqueous solutions of an inorganic crosslinker in an amount of 10-40 (see tab. 1, 2 and 1A).
Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта.The proposed composition is filtered through a washed oil-saturated core in a filtration unit (simulation of processing water-washed oil-saturated zone of a formation) in order to increase the oil-displacing ability of the composition under conditions of additional washing out of residual oil on a linear model of a homogeneous formation.
Линейная модель представляет собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде.The linear model is the stainless steel column described above. The column is filled with the above mixture. The model is saturated with water under vacuum, and the column permeability to water is determined by weight.
После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяют начальную нефтенасыщенность, которая составляет 64,5-76,8%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 811 кг/м3 и динамической вязкостью 8,2 мПа⋅с при 20°C. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. После этого через модель фильтруют два объема пор приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.After that, oil is injected into the model under pressure until clean (without water) oil appears at the outlet, the initial oil saturation is determined, which is 64.5-76.8%. In filtration works, natural oil is used with a density of 811 kg / m 3 and a dynamic viscosity of 8.2 mPa⋅s at 20 ° C. The initial displacement is carried out with water (three pore volumes) and the coefficient of oil displacement by water is determined. After that, two pore volumes of the prepared composition are filtered through the model. After that, the column is kept in a thermostat at 90 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are filtered, the growth and the total oil displacement coefficient are determined.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности композиций представлены в табл. 5.The results of the filtration of the composition to determine the oil-displacing ability of the compositions are presented in table. 5.
Проведение закачки композиций по вышеуказанной технологии позволяет закачивать водоизолирующие оторочки в трещиноватые коллекторы, характеризующиеся широким диапазоном пластовых температур от низких до 40°C и высоких до 90-120°C.Carrying out the injection of compositions according to the above technology allows water-insulating rims to be pumped into fractured reservoirs, characterized by a wide range of reservoir temperatures from low to 40 ° C and high to 90-120 ° C.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016118964A RU2627786C1 (en) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016118964A RU2627786C1 (en) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2627786C1 true RU2627786C1 (en) | 2017-08-11 |
Family
ID=59641668
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016118964A RU2627786C1 (en) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2627786C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2745883C2 (en) * | 2018-05-18 | 2021-04-02 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Корона Груп" | Backfill composition |
| RU2783465C1 (en) * | 2022-06-17 | 2022-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Composition for isolation of watered reservoir intervals and elimination of leaks in production strings |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5268112A (en) * | 1990-12-21 | 1993-12-07 | Union Oil Company Of California | Gel-forming composition |
| RU2251615C2 (en) * | 2003-03-26 | 2005-05-10 | Открытое акционерное общество "УПНП и КРС" | Method for restricting water inflow into well |
| US20070114036A1 (en) * | 2004-12-30 | 2007-05-24 | Perez Gregory P | Silicate-Containing Additives for Well Bore Treatments and Associated Methods |
| RU2377399C2 (en) * | 2008-02-26 | 2009-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Oil reservoir production method |
| RU2446270C1 (en) * | 2010-08-05 | 2012-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone |
| RU2554957C2 (en) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone |
| WO2016032437A1 (en) * | 2014-08-26 | 2016-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for in situ monitoring of cement slurry locations and setting processes thereof |
-
2016
- 2016-05-16 RU RU2016118964A patent/RU2627786C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5268112A (en) * | 1990-12-21 | 1993-12-07 | Union Oil Company Of California | Gel-forming composition |
| RU2251615C2 (en) * | 2003-03-26 | 2005-05-10 | Открытое акционерное общество "УПНП и КРС" | Method for restricting water inflow into well |
| US20070114036A1 (en) * | 2004-12-30 | 2007-05-24 | Perez Gregory P | Silicate-Containing Additives for Well Bore Treatments and Associated Methods |
| RU2377399C2 (en) * | 2008-02-26 | 2009-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Oil reservoir production method |
| RU2446270C1 (en) * | 2010-08-05 | 2012-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone |
| RU2554957C2 (en) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone |
| WO2016032437A1 (en) * | 2014-08-26 | 2016-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for in situ monitoring of cement slurry locations and setting processes thereof |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2745883C2 (en) * | 2018-05-18 | 2021-04-02 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Корона Груп" | Backfill composition |
| RU2783465C1 (en) * | 2022-06-17 | 2022-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Composition for isolation of watered reservoir intervals and elimination of leaks in production strings |
| RU2806757C1 (en) * | 2022-11-22 | 2023-11-07 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Composition for preventing the occurrence of highly mineralized fluids in the well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2554957C2 (en) | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| RU2467156C2 (en) | Method of bottom-hole region lining | |
| CN105062444A (en) | High temperature swellable granule plugging agent and preparation method thereof | |
| RU2249670C2 (en) | Method for isolating bed waters influx in wells | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2627786C1 (en) | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application | |
| RU2394155C1 (en) | Procedure for development of non-uniform oil reservoir | |
| CN105440233A (en) | Fireflooding channeling sealing agent and preparation method thereof | |
| RU2446270C1 (en) | Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone | |
| RU2377390C1 (en) | Method of insulating flow of water into well | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| CN105385429A (en) | Heterogeneous system for oil displacement or profile control of heterogeneous reservoirs and preparation method for heterogeneous system | |
| RU2169258C1 (en) | Method of equalization of injectivity profile in injection wells and restriction of water inflows to producing wells | |
| US2863509A (en) | Treatment of wells | |
| RU2251615C2 (en) | Method for restricting water inflow into well | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2507386C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown | |
| RU2396419C1 (en) | Method for isolation of water production to producing oil wells | |
| RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
| CN105505354A (en) | High-temperature profile control agent and preparation method thereof | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2340760C1 (en) | Method of elimination of lower borehole annulus circulation in well |