RU2667254C1 - Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) - Google Patents
Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2667254C1 RU2667254C1 RU2017140364A RU2017140364A RU2667254C1 RU 2667254 C1 RU2667254 C1 RU 2667254C1 RU 2017140364 A RU2017140364 A RU 2017140364A RU 2017140364 A RU2017140364 A RU 2017140364A RU 2667254 C1 RU2667254 C1 RU 2667254C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- liquid glass
- ammonium sulfate
- well
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 7
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 23
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 7
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 18
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 6
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 6
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- 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
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Glass Compositions (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением. По первому варианту состав содержит 13,2-19,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 2,7-3,4, 1,6-2,0 мас. % соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. По второму варианту состав содержит 14,9-17,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6, 0,9-1,1 мас.% соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. Техническим результатом является повышение прочности гелеобразующего состава. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.
Известен водоизолирующий состав (патент RU №2215135, МПК Е21В 43/22, 43/32, опубл. 27.10.2003 г., Бюл. №30), содержащий жидкое стекло, кубовый остаток синтетических жирных кислот и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Жидкое стекло | 6,25-7,5 |
Кубовый остаток синтетических жирных кислот | 4,2-5,5 |
Вода | остальное |
Недостатками известного состава являются сложность его приготовления и недостаточная прочность. Состав получают в виде коллоидного раствора путем растворения кубового остатка синтетических жирных кислот (КО СЖК) в растворе жидкого стекла до рН=12 при температуре до 30-50°С. КО СЖК представляет собой пастообразные продукты, не растворимые в воде, поэтому приготовление таких составов на скважине является трудновыполнимой задачей.
Наиболее близким аналогом является состав для изоляции водопритока (патент RU №2168618, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.06.2001 г., Бюл. №16) на основе силиката натрия - жидкого стекла. Предварительно раствор силиката натрия перемешивают с раствором аммиачной селитры в пресной воде до получения однородного раствора, после чего закачивают воду в объеме, не менее чем в два раза превышающем объем оторочки, при следующем соотношении компонентов раствора, мас.%:
Силикат натрия - жидкое стекло | 20,0-40,0 |
Аммиачная селитра | 3,0-7,0 |
Пресная вода | остальное |
Указанный раствор может дополнительно содержать анионактивное поверхностно-активное вещество, например ДС-РАС, сульфонол в количестве 1-3% от массы раствора на основе силиката натрия.
Недостатком известного состава является невозможность его гелеобразования при низких температурах. Для гидролиза аммиачной селитры (нитрата аммония), обуславливающей гелеобразование в растворе силиката натрия, нужна температура не менее 50°С. Существенным недостатком является также низкая прочность полученных гелей, что доказывает указанная в наиболее близком аналоге максимальная вязкость -1600 мПа⋅с.
Технической задачей заявляемого предложения является создание гелеобразующего состава с высокой прочностью, регулируемым временем гелеобразования при низкой температуре и простого в приготовлении.
Задача решается предлагаемым составом для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой, содержащим жидкое стекло и соль аммония.
По первому варианту новым является то, что в составе в качестве соли аммония используют сульфат аммония при следующих соотношениях реагентов состава, мас.%:
Жидкое стекло с силикатным модулем 2,7-3,4 | 13,2-19,5 |
Сульфат аммония | 1,6-2,0 |
Вода | остальное |
По второму варианту новым является то, что в составе в качестве соли аммония используют сульфат аммония при следующих соотношениях реагентов состава, мас.%:
Жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 | 14,9-17,5 |
Сульфат аммония | 0,9-1,1 |
Вода | остальное |
Для приготовления состава используют следующие реагенты:
- жидкое стекло (силикат натрия) по ГОСТ 13078-81 представляет собой густую жидкость желтого или серого цвета плотностью в пределах 1360-1450 кг/м3 с силикатным модулем в пределах 2,7-3,4;
- жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 (высокомодульное жидкое стекло (ВМЖС) представляет собой раствор полисиликата натрия от прозрачного до серого цвета с рН в пределах 9,5-11,5. Силикатный модуль жидкого стекла показывает отношение массовой концентрации диоксида кремния к массовой концентрации оксида натрия в жидком стекле;
- сульфат аммония по ГОСТ 9097-82 представляет собой белые или прозрачные кристаллы, хорошо растворимые в воде;
- воду пресную.
Сущность предложения состоит в создании гелеобразующего состава для низкотемпературных скважин. Состав является простым в приготовлении, удобным для закачивания в скважину, имеет широкий диапазон времени гелеобразования и низкую стоимость. Жидкое стекло и сульфат аммония являются недорогими и доступными реагентами, которые выпускаются по ГОСТ. Они хорошо и быстро растворяются в воде. После перемешивания компонентов состава в указанном диапазоне соотношений реагентов при комнатной температуре образуется гель, который через несколько часов после образования приобретает плотную структуру.
В лабораторных условиях составы по первому и второму вариантам готовят следующим образом. При температуре 20±2°С в стеклянные стаканы объемом 150 мл вносят навеску сульфата аммония, наливают воду, перемешивают до растворения, далее в полученный раствор при перемешивании медленно вливают жидкое стекло (по первому варианту) или ВМЖС (по второму варианту) и оставляют на гелеобразование. После образования гелей определяют их прочность (статическое напряжение сдвига) при комнатной температуре с использованием широметра по ГОСТ 33213-2014. Результаты гелеобразования и определения прочности состава на основе жидкого стекла и ВМЖС представлены в таблицах 1, 2. Оптимальные показатели времени гелеобразования и прочности вошли в предлагаемый состав.
Пример приготовления состава по первому варианту. Опыт 7 (табл. 1). При температуре 22°С в стеклянный стакан объемом 150 мл вносят 1,9 г (1,9 мас.%) сульфата аммония, наливают 81,1 мл (81,1 мас.%) воды, перемешивают до растворения, далее в полученный раствор при перемешивании медленно вливают 17 г (17,0 мас.%) жидкого стекла и оставляют на гелеобразование. Изоляционный состав, приготовленный таким образом, имеет время гелеобразования 2 ч 30 мин, прочность - 239,9 Па. Остальные составы из таблицы 1 готовят аналогично примеру 7.
Составы, приготовленные при запредельных значениях исходных компонентов, имеют короткое время гелеобразования или низкую прочность: пример 1 имеет низкую прочность (менее 30 Па), а 15 - короткое время гелеобразования (менее 1 ч 30 мин), поэтому они не вошли в состав по предложению.
Максимальное время гелеобразования предлагаемого состава по первому варианту при комнатной температуре составляет 12 ч, а максимальная прочность геля - 317,5 Па в отличие от прототипа, у которого время гелеобразования составляет 6 ч, а максимальная вязкость геля - 1600 мПа⋅с, то есть гель является текучим.
Пример приготовления состава по второму варианту. Опыт 4 (табл. 2). При температуре 22°С в стеклянный стакан объемом 150 мл вносят 1,0 г (1,0 мас.%) сульфата аммония, наливают 84,1 мл (84,1 мас.%) воды, перемешивают до растворения, далее в полученный раствор при перемешивании медленно вливают 14,9 г (14,9 мас.%) ВМЖС и оставляют на гелеобразование. Изоляционный состав, приготовленный таким образом, имеет время гелеобразования 5 ч 10 мин, прочность - 242,9 Па. Остальные составы по табл.2 готовят аналогично примеру 4.
Составы, приготовленные при запредельных значениях исходных компонентов, имеют короткое время гелеобразования или гель не образуется: в примерах 7, 8 гель не образовался, а в примерах 1 и 3 - короткое время гелеобразования (менее 1 ч 30 мин), поэтому они не вошли в состав по предложению.
Максимальное время гелеобразования предлагаемого состава при комнатной температуре составляет 15 ч, а максимальная прочность геля - 460 Па в отличие от прототипа, у которого время гелеобразования составляет 6 ч, а максимальная вязкость геля - 1600 мПа⋅с, то есть гель является текучим.
Таким образом, в предложении достигнута техническая цель - создание гелеобразующего состава с высокой прочностью, регулируемым временем гелеобразования при низкой температуре и простого в приготовлении.
Claims (4)
1. Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой, содержащий жидкое стекло, воду и соль аммония, отличающийся тем, что в составе в качестве соли аммония используют сульфат аммония при следующих соотношениях реагентов состава, мас.%:
2. Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой, содержащий жидкое стекло, воду и соль аммония, отличающийся тем, что в составе в качестве соли аммония используют сульфат аммония при следующих соотношениях реагентов состава, мас.%:
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017140364A RU2667254C1 (ru) | 2017-11-20 | 2017-11-20 | Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017140364A RU2667254C1 (ru) | 2017-11-20 | 2017-11-20 | Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2667254C1 true RU2667254C1 (ru) | 2018-09-18 |
Family
ID=63580267
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017140364A RU2667254C1 (ru) | 2017-11-20 | 2017-11-20 | Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2667254C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
SU2003808A1 (en) * | 1989-06-12 | 1993-11-30 | Inst Gornogo Dela Imeni Skochi | Method for protection of development workings from water inflows |
RU2078919C1 (ru) * | 1995-02-01 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Гусев | Состав для ограничения притока пластовых вод |
RU2108464C1 (ru) * | 1996-04-08 | 1998-04-10 | Институт угля СО РАН | Способ герметизации дегазационных скважин |
RU2168618C2 (ru) * | 1999-07-07 | 2001-06-10 | Институт химии нефти СО РАН | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2397195C1 (ru) * | 2008-03-31 | 2010-08-20 | Государственное научное учреждение "Институт механики металлополимерных систем имени В.А. Белого Национальной академии наук Беларуси" | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину |
-
2017
- 2017-11-20 RU RU2017140364A patent/RU2667254C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
SU2003808A1 (en) * | 1989-06-12 | 1993-11-30 | Inst Gornogo Dela Imeni Skochi | Method for protection of development workings from water inflows |
RU2078919C1 (ru) * | 1995-02-01 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Гусев | Состав для ограничения притока пластовых вод |
RU2108464C1 (ru) * | 1996-04-08 | 1998-04-10 | Институт угля СО РАН | Способ герметизации дегазационных скважин |
RU2168618C2 (ru) * | 1999-07-07 | 2001-06-10 | Институт химии нефти СО РАН | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2397195C1 (ru) * | 2008-03-31 | 2010-08-20 | Государственное научное учреждение "Институт механики металлополимерных систем имени В.А. Белого Национальной академии наук Беларуси" | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9828293B2 (en) | Drilling method using high density, high strength, acid soluble pseudo-crosslinked, lost circulation preventative material | |
RU2550617C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) | |
RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
CN106280789B (zh) | 一种双组份硅丙抗裂防水涂料及其制备方法 | |
RU2667254C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) | |
RU2627502C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава | |
RU2691427C1 (ru) | Газоцементный тампонажный состав | |
RU2705111C1 (ru) | Состав для ограничения водопритока в скважину | |
CA1216417A (en) | Compositions of polymer systems, and their use for example in hydraulic fracturing | |
RU2704662C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
RU2669648C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
RU2270328C1 (ru) | Способ приготовления тампонажного раствора | |
RU2714753C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
RU2713063C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
RU2667241C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважине (варианты) | |
RU2706150C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину | |
RU2654112C1 (ru) | Пеноцементный тампонажный материал | |
RU2490295C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах | |
RU2669970C1 (ru) | Гелеобразующий состав | |
RU2526039C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважине | |
RU2705670C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
RU2820437C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
RU2704661C1 (ru) | Состав для ограничения водопритока в скважину | |
RU2806757C1 (ru) | Состав для предотвращения проявлений высокоминерализованных флюидов в скважине | |
RU2601888C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |