RU2706149C1 - Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие - Google Patents
Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие Download PDFInfo
- Publication number
- RU2706149C1 RU2706149C1 RU2018118692A RU2018118692A RU2706149C1 RU 2706149 C1 RU2706149 C1 RU 2706149C1 RU 2018118692 A RU2018118692 A RU 2018118692A RU 2018118692 A RU2018118692 A RU 2018118692A RU 2706149 C1 RU2706149 C1 RU 2706149C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- guar
- gel
- polyacrylamide
- steam
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 52
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 48
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 16
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 title abstract description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 25
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract description 21
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 18
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 10
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 9
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- -1 guar Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
Images
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
- 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
-
- 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
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/5751—Macromolecular compounds
- C09K8/5758—Macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие. Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие, включающий дисперсию в воде полиакриламида и гуара, комплексный сшиватель, состоящий из ацетата хрома и оксида магния. При этом суммарная концентрация полиакриламида и гуара в воде составляет 1% при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,2-0,49, гуар 0,51-0,8, ацетат хрома 0,02-0,039, оксид магния 0,0167-0,0199, вода - остальное. Техническим результатом является снижение обводненности добываемой продукции, увеличение притока нефти к скважине, уменьшение нагрузки на насосное оборудование и снижение энергетических затрат при добыче нефти за счет повышения термостабильности и сдвиговой прочности указанного состава. 1 табл., 2 ил.
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений сверхвязкой нефти (СВН) и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.
Известен состав для ограничения водопритока (водоизоляции) скважин в условиях, осложненных температурой до 150°С, содержащий углеводородную жидкость с поверхностно-активными веществами. В качестве указанной углеводородной жидкости он содержит смесь отработанных автомобильных масел, включающую поверхностно-активные вещества и 0,5-55 об. % светлых нефтепродуктов и дизельное топливо, корректирующее содержание светлых нефтепродуктов в указанном составе до 5-55,0 об. % (патент РФ №2286375 С2, МПК С09К 8/502, опубл. 27.10.2006 в бюл. №30). Механизм действия состава для водоизоляции скважин основан на снижении фазовой проницаемости коллектора для воды за счет гидрофобизации поверхности породы и образовании с пластовой водой высоковязкой обратной эмульсии.
Недостатком состава является, низкая термостабильность обратных эмульсий, которые под действием высоких температур (до 150°С) разрушаются, распадаясь на углеводородную фазу и воду, и тем самым теряют водоизолирующую способность.
Известны составы полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты или пласты, на которых осуществляется паротепловое воздействие (патент РФ №2483092 С1, МПК С09К 8/42, опубл. 27.05.2013 в бюл. №15). Составы дополнительно содержат хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см3 при следующем соотношении компонентов, % мас.:
| полисахаридный загуститель | 0,8-1,2 |
| сшиватель - ацетат хрома | 0,05-0,1 |
| сшиватель - оксид магния | 0,04-0,08 |
| хлористый кальций | 10-12,5 |
| вода пресная | остальное |
или
| полисахаридный загуститель | 0,8-1,2 |
| сшиватель - ацетат хрома | 0,05-0,1 |
| сшиватель - оксид магния | 0,04-0,08 |
| хлористый кальций | 4-6 |
| вода минерализованная с плотностью 1,12 г/дм3 | остальное. |
В качестве полисахаридного загустителя используется полисахарид - гуар (гуаровая камедь).
Недостатком состава является его низкая сдвиговая прочность при проведении водоизоляционных работ для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является гелеобразующий состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (прототип) (патент РФ №2382185 С1, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. №5). Гелеобразующий состав включает дисперсию в воде полиакриламида (ПАА) и ацетата хрома (АХ), который дополнительно содержит полисахарид - гуар (Г) и оксид магния (MgO) при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| полиакриламид | 0,5-1,0 |
| гуар | 0,1-0,2 |
| ацетат хрома | 0,04-0,1 |
| оксид магния | 0,02-0,05 |
| вода | остальное. |
Недостатком состава является его низкая сдвиговая прочность при проведении водоизоляционных работ для ограничения водопритока в добывающей скважине при высоких температурах порядка 130-150°С.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие, гелеобразующим составом за счет повышения термостабильности и сдвиговой прочности указанного состава при высоких температурах - порядка 130-150°С - и пластовых давлениях, при этом снижается обводненность добываемой продукции, увеличивается приток нефти к скважине, сокращается непроизводительный простой добывающей скважины, уменьшается нагрузка на насосное оборудование и, как следствие, снижаются энергетические затраты при добыче нефти.
Поставленная техническая задача решается гелеобразующим составом для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие, включающим дисперсию в воде полиакриламида и гуара, комплексный сшиватель, состоящий из ацетата хрома и оксида магния.
Новым является то, что суммарная концентрация полиакриламида и гуара в воде составляет 1%, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| полиакриламид | 0,2-0,49 |
| гуар | 0,51-0,8 |
| ацетат хрома | 0,02-0,039 |
| оксид магния | 0,0167-0,0199 |
| вода | остальное. |
Для приготовления гелеобразующего состава используют полиакриламид, соответствующий техническим требованиям ПАО «Татнефть», полисахарид - гуар по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги, в качестве сшивателя используют ацетат хрома по ТУ 2499-001-50635131-00 или его аналог. В качестве оксида двухвалентного металла используют оксид магния по ТУ 6-09-3023-79.
Для приготовления гелеобразующего состава используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности использования способа.
Сущность изобретения.
Разработка нефтяных месторождений СВН преимущественно ведется с помощью паротеплового воздействия, при котором осуществляется закачка больших объемов пара с высокой температурой - порядка 150°С.
В этих условиях к технологиям ограничения водопритока в добывающие скважины, помимо основного требования - изоляции притока воды, поступающей по наиболее проницаемым интервалам пласта, предъявляется требование повышенной сдвиговой прочности гелеобразующего состава в условиях высоких температур.
Гелеобразующий состав получают смешением в закачиваемой воде дисперсии полиакриламида, гуара и комплексного сшивателя, которая в процессе закачки полностью растворяется в воде и превращается в полимерный раствор. Полимерный раствор под действием комплексного сшивателя начинает сшиваться, и со временем образуется сшитая неподвижная система (гель), которая закупоривает промытые водой зоны пласта, и поступление воды в добывающую скважину прекращается.
Первоначально гелеобразующий состав имеет невысокую исходную вязкость и поэтому легко проникает в пласт, в первую очередь, в высокопроницаемую зону пласта, откуда происходит приток воды в скважину. Влияние на вязкость раствора полиакриламида добавки полисахарида гуар показано на следующем примере.
Предлагаемый гелеобразующий состав проникает в высокопроницаемую часть призабойной зоны высокотемпературной добывающей скважины на небольшое расстояние, поскольку под действием высокой температуры увеличивается скорость сшивки полимеров комплексным сшивателем. Гелеобразующий состав при этом превращается в упругий гель, способный закупорить эту часть пласта, прекратить приток жидкости в скважину.
После закачки состава в пласт скважину останавливают на технологическую паузу. За время технологической паузы происходит структурирование водного раствора полимера в присутствии комплексного сшивателя, состоящего из ацетата хрома и оксида магния, с образованием гелеобразной неподвижной системы, обладающей высокой сдвиговой прочностью. Благодаря высокой сдвиговой прочности гелеобразующий состав способен выдерживать напор пластовой воды, приток которой в добывающую скважину после образования так называемой гелевой пробки полностью прекращается, снижается обводненность добываемой продукции и нагрузка на насосное оборудование и, как следствие, уменьшаются энергетические затраты. Кроме этого, сокращается продолжительность технологической паузы, которая составляет не более 1 суток. За счет сокращения продолжительности технологической паузы на время гелеобразования сокращается и время непроизводительного простоя добывающей скважины и снижаются эксплуатационные затраты.
Сравнительное тестирование структурной прочности предлагаемого гелеобразующего состава осуществлялось путем измерения сдвиговой прочности полученных гелевых систем на реометре «PVS - Brookfield» при скорости сдвига 1,3 с-1, при температуре 130-150°С и давлении 0,5 МПа. Результаты этих исследований представлены в таблице 1 и на фиг. 1. Как видно из диаграммы, с увеличением в составе геля концентрации полиакриламида от 0,1 до 0,49% сдвиговая прочность системы растет до определенного предела, а затем при дальнейшем увеличении содержания ПАА в гелеобразующем составе снижается.
Максимальное значение сдвиговой прочности, равное 415 Па, имеет состав, содержащий 0,49% ПАА и 0,51% гуара + 0,0199% MgO + 0,039% АХ. Но в то же время гели, содержащие в своем составе полимеры с концентрациями от 0,2% ПАА+0,8% гуара также имеют достаточно высокие значения напряжения сдвига - 245,6 Па (правее условной вертикальной линии на диаграмме). Поэтому считаем, что оптимальный диапазон концентрации в гелеобразующем составе должен находиться от 0,2 до 0,49% для полиакриламида и от 0,51 до 0,8% для полисахарида. При этом суммарная концентрация полимеров остается равной 1%. Такой диапазон концентрации полимеров позволяет делать точный выбор конкретного состава для закачки в зависимости от проницаемости обрабатываемого пласта. Это расширяет технологические возможности применения состава в разных геолого-физических условиях. Для высокопроницаемых пластов предлагаются составы с высокой сдвиговой прочностью - от 250 до 450 Па, а для низкопроницаемых пластов - со сдвиговой прочностью от 150 до 250 Па.
Верхний предел содержания дорогостоящих полимеров, как ПАА и гуар, равный 1% мас., продиктован экономической целесообразностью, нижний предел - технологической эффективностью гелеобразующего состава по ограничению водопритока в скважину.
Для сравнения в таблице 1 приведена величина сдвиговой прочности, измеренная в аналогичных условиях, известного состава (прототипа), состоящего из 0,5% ПАА + 0,3% Г + 0,02% MgO + 0,04% АХ. Значение сдвиговой прочности у прототипа ниже, чем у предлагаемого состава, в 1,7-2,8 раза в зависимости от соотношения полимеров. Суммарное содержание полимеров в указанном составе равно 0,8.
Термостабильность предлагаемого гелеобразующего состава проверялась при температурах 25, 90, 120, 130, 150°С и при разных давлениях. Максимальное давление, при котором составы испытывались, равно 0,5 МПа. С ростом давления при одинаковой температуре прочность составов увеличивается, поскольку снижается отрицательное влияние высокой температуры на гель. Если при атмосферном давлении гель при температуре 150°С разрушается, то при давлении 0,5 МПа, приближенном к условиям Ашальчинского месторождения СВН, гель сохраняет свою структурную прочность, как показано на фигуре 2.
Следовательно, предлагаемый гелеобразующий состав может успешно применяться для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.
Пример конкретного выполнения.
Разрабатывают конкретную залежь СВН методом парогравитационного дренирования со следующими характеристиками: глубина залегания - 100-115 м, мощность пластов не менее 10 м, пластовое давление - 0,5 МПа, обводненность продукции добывающей скважины - 98%, приемистость скважины, определенная по результатам промысловых исследований, не менее 240 м3/сут. Объем оторочки закачиваемого состава равен 24 м3. Плотность воды, на которой готовится гелеобразующий раствор, составляет 1000 кг/м3. Температура пласта около 130°С.
Закачка предлагаемого состава осуществляется с применением стандартного нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего приготовление дисперсии в воде полиакриламида и гуара, комплексного сшивателя, состоящего из ацетата хрома и оксида магния, и транспортировку и закачку ее в скважину:
- комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги;
- насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги;
- автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги.
Готовится гелеобразующий состав с концентрациями: ПАА - 0,49% мас., гуар - 0,51% мас., АХ - 0,039% мас., оксид магния - 0,0199% мас., вода - 98,94% мас. Расход реагентов на 1 м3 воды составляет: ПАА - 4,9 кг, гуар - 5,1 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50% мас. основного вещества) - 0,78 кг, MgO - 0,199 кг.
Состав готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. Продавливают состав в пласт водой в объеме, обеспечивающем ее полное вытеснение из ствола скважины, равном объему насосно-компрессорных труб + 0,5-1 м3. После этого осуществляют технологическую паузу продолжительностью не более 1 суток.
Недостатком всех полисахаридов, в том числе гуара, является их подверженность микробной деструкции, поэтому в случае применения гуара или его аналогов для подавления микробиологической деструкции в состав добавляется бактерицид, выбранный из числа формалина, СНПХ-1200, СНПХ-1050 К и др. в концентрации 0,2% мас.
Гелеобразующие составы по предлагаемому способу, обладая более высокой структурной прочностью, способны выдерживать большие нагрузки, не подвергаясь разрушению при высоких температурах, и дольше сохранять технологические свойства в пластовых условиях.
Следовательно, применение предлагаемого гелеобразующего состава для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие, способствует снижению обводненности добываемой продукции, увеличению притока нефти к скважине, сокращению времени непроизводительного простоя добывающей скважины, уменьшению нагрузки на насосное оборудование и снижению эксплуатационных и энергетических затрат при добыче нефти за счет повышения термостабильности и сдвиговой прочности указанного состава.
Claims (2)
- Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие, включающий дисперсию в воде полиакриламида и гуара, комплексный сшиватель, состоящий из ацетата хрома и оксида магния, отличающийся тем, что суммарная концентрация полиакриламида и гуара в воде составляет 1% при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
полиакриламид 0,2-0,49 гуар 0,51-0,8 ацетат хрома 0,02-0,039 оксид магния 0,0167-0,0199 вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118692A RU2706149C1 (ru) | 2018-05-21 | 2018-05-21 | Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018118692A RU2706149C1 (ru) | 2018-05-21 | 2018-05-21 | Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2706149C1 true RU2706149C1 (ru) | 2019-11-14 |
Family
ID=68579986
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018118692A RU2706149C1 (ru) | 2018-05-21 | 2018-05-21 | Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2706149C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2346151C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| WO2010082158A1 (en) * | 2009-01-14 | 2010-07-22 | Schlumberger Canada Limited | Stabilizing biphasic concentrates through the addition of small amounts of high molecular weight polyelectrolytes |
| RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2483092C1 (ru) * | 2011-12-29 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин |
-
2018
- 2018-05-21 RU RU2018118692A patent/RU2706149C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2346151C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) |
| WO2010082158A1 (en) * | 2009-01-14 | 2010-07-22 | Schlumberger Canada Limited | Stabilizing biphasic concentrates through the addition of small amounts of high molecular weight polyelectrolytes |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2483092C1 (ru) * | 2011-12-29 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| DK2892974T3 (en) | APPLICATION OF THERMO-THICKENING POLYMERS IN THE GAS AND OIL FIELD INDUSTRY | |
| CN110388199A (zh) | 一种碳酸盐岩储层大排量复合酸压改造方法 | |
| US9868892B2 (en) | Method of forming fluid impermeable plug in a subterranean formation | |
| CN102533240B (zh) | 一种高温油藏复合调驱剂，其制备方法及其应用 | |
| RU2424426C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| Crespo et al. | Development of a polymer gel system for improved sweep efficiency and injection profile modification of IOR/EOR treatments | |
| EA008533B1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| RU2706149C1 (ru) | Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие | |
| RU2627502C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| CN105431609A (zh) | 用于水力压裂应用的凝胶组合物 | |
| RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2169258C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| Mi et al. | Novel viscoelastic surfactant-based self-diverting acid systems for carbonate acidizing | |
| RU2704168C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| CN113621105A (zh) | 一种速溶耐盐抗高温多用途聚丙烯酰胺乳液及其制备方法 | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| CN111393566A (zh) | 一种压裂液乳液原液及制法、滑溜水和悬砂压裂液 | |
| RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах |