RU2713063C1 - Composition for isolating water influx into well - Google Patents
Composition for isolating water influx into well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2713063C1 RU2713063C1 RU2019124320A RU2019124320A RU2713063C1 RU 2713063 C1 RU2713063 C1 RU 2713063C1 RU 2019124320 A RU2019124320 A RU 2019124320A RU 2019124320 A RU2019124320 A RU 2019124320A RU 2713063 C1 RU2713063 C1 RU 2713063C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- gel
- sodium silicate
- well
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 76
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 24
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 24
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 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 14
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 9
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 20
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 17
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N triacetin Chemical compound CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- PASHVRUKOFIRIK-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate dihydrate Chemical compound O.O.[Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O PASHVRUKOFIRIK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 2
- 235000013773 glyceryl triacetate Nutrition 0.000 description 2
- 239000001087 glyceryl triacetate Substances 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 230000005499 meniscus Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 229960002622 triacetin Drugs 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
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
-
- 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for isolating water inflow in producing and injection wells, and is intended for waterproofing work in wells.
Известен состав для изоляции водопритоков в скважину (патент RU № 2244819, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.01.2005 в бюл. № 2), включающий водный раствор силиката натрия, натрий кремнефтористый, триацетин и древесную муку. В качестве водного раствора силиката натрия состав содержит водный раствор силиката натрия плотностью 1,36 г/см3 и силикатным модулем М = 3,0 при следующем соотношении компонентов, мас. %: A known composition for isolating water inflows into a well (patent RU No. 2244819, IPC ЕВВ 43/32, published on January 20, 2005 in Bull. No. 2), including an aqueous solution of sodium silicate, sodium silicofluoride, triacetin and wood flour. As an aqueous solution of sodium silicate, the composition contains an aqueous solution of sodium silicate with a density of 1.36 g / cm3 and a silicate module M = 3.0 in the following ratio of components, wt. %:
водный раствор силиката натрия 90,0–95,0 aqueous solution of sodium silicate 90.0–95.0
кремнефтористый натрий 3,0–8,0 древесная мука 1,0–4,0 sodium silicofluoride 3.0–8.0 wood flour 1.0–4.0
триацетин 1,0–4,0. triacetin 1.0-4.0.
Согласно известному изобретению в пласт закачивают предварительно приготовленный состав. According to the known invention, a previously prepared composition is pumped into the formation.
Недостатками известного состава являются узкий диапазон сроков отверждения состава от 15 мин до 1 ч-40 мин, многокомпонентность состава и сложность его приготовления в промысловых условиях в осенне-зимний период года вследствие плохой растворимости кремнефтористого натрия в воде. The disadvantages of the known composition are a narrow range of the curing time of the composition from 15 minutes to 1 h-40 minutes, the multicomponent composition and the complexity of its preparation under field conditions in the autumn-winter season due to the poor solubility of sodium silicofluoride in water.
Известен гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающие скважины (патент RU № 2456439, МПК Е21В 43/22, 43/32, C09K 8/84, опубл. 20.07.2012 в бюл. № 20). Состав содержит воду, силикат натрия и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %: Known gel-forming composition to limit water inflow into production wells (patent RU No. 2456439, IPC ЕВВ 43/22, 43/32, C09K 8/84, publ. 20.07.2012 in bull. No. 20). The composition contains water, sodium silicate and chromium acetate in the following ratio, wt. %:
силикат натрия 1–10 sodium silicate 1–10
ацетат хрома 0,5–2 chromium acetate 0.5–2
вода остальное. water the rest.
Недостатком известного состава является относительно короткое время гелеобразования, составляющее не более 10 час, что не позволяет планировать использование при работах в скважине с большим объемом закачиваемого состава, так как за 10 час возможно приготовить и закачать только ограниченный объём. A disadvantage of the known composition is the relatively short gelation time of not more than 10 hours, which does not allow planning to be used when working in a well with a large volume of injected composition, since it is possible to prepare and pump only a limited volume in 10 hours.
Наиболее близким аналогом является состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов (патент RU № 2307146, МПК С09К 8/504, опубл. 27.09.2007 в бюл. № 27), содержащий силикат натрия, гелеобразователь, наполнитель и воду. В качестве гелеобразователя состав содержит соляную кислоту. В качестве наполнителя состав содержит карбосил или фосфогипс, или смесь фосфогипса и древесной муки при их соотношении 1:2–2:1 при следующем соотношении компонентов, мас.%: The closest analogue is the composition for the isolation of waterlogged oil reservoirs (patent RU No. 2307146, IPC S09K 8/504, publ. 09/27/2007 in bull. No. 27), containing sodium silicate, gelling agent, filler and water. As a gelling agent, the composition contains hydrochloric acid. As a filler, the composition contains carbosil or phosphogypsum, or a mixture of phosphogypsum and wood flour with a ratio of 1: 2–2: 1 in the following ratio, wt.%:
Недостатками известного состава являются сложность создания водоизоляционного экрана в скважинах на месторождении с карбонатным коллектором из-за повышения рН и снижения способности инициирования процесса гелеобразования в результате реакции соляной кислоты с карбонатом кальция, содержащимся в породе пласта, что не способствует повышению прочности силикатного геля, сложность контроля времени гелеобразования при использовании соляной кислоты, повышающей риск резкого изменения времени гелеобразования, вплоть до мгновенной коагуляции при незначительном изменении соотношения компонентов, высокая коррозионная активность к скважинному оборудованию, трудоемкость и длительность приготовления состава в промысловых условиях. The disadvantages of the known composition are the difficulty of creating a water barrier in wells in a field with a carbonate reservoir due to an increase in pH and a decrease in the ability to initiate the gelation process as a result of the reaction of hydrochloric acid with calcium carbonate contained in the formation rock, which does not increase the strength of silicate gel, the complexity of control gel time when using hydrochloric acid, which increases the risk of a sharp change in gel time, up to instant coagulation tion with a slight change in the ratio of components, high corrosivity to downhole equipment, the complexity and duration of preparation of the composition in the field.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет расширения интервала времени гелеобразования состава, повышения прочности геля при одновременном расширении технологических возможностей использования состава в условиях карбонатных коллекторов, упрощении приготовления состава. An object of the invention is to increase the efficiency of isolation of water inflow into the well by expanding the gelation time interval of the composition, increasing the strength of the gel while expanding the technological capabilities of using the composition in conditions of carbonate reservoirs, simplifying the preparation of the composition.
Техническая задача решается составом для изоляции водопритока в скважину, содержащим силикат натрия, гелеобразователь, наполнитель и воду. The technical problem is solved by a composition for isolating water inflow into the well containing sodium silicate, gelling agent, filler and water.
Новым является то, что в качестве гелеобразователя состав содержит ацетат хрома, а в качестве наполнителя – древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. %: New is that, as a gelling agent, the composition contains chromium acetate, and as a filler - wood flour in the following ratio of components, wt. %:
силикат натрия 8,0–15,0 sodium silicate 8.0-15.0
ацетат хрома 0,5–2,0 сверх 100 % chromium acetate 0.5–2.0 in excess of 100%
древесная мука 0,1–5,0 сверх 100 % wood flour 0.1–5.0 in excess of 100%
пресная вода 85–92. fresh water 85–92.
Для приготовления состава используют компоненты: To prepare the composition, use the components:
– силикат натрия по ГОСТ 13078-81 – представляет собой жидкость желтого или серого цвета плотностью в пределах 1360–1450 кг/м3 с силикатным модулем в пределах 2,7–3,4; - sodium silicate according to GOST 13078-81 - is a yellow or gray liquid with a density in the range of 1360-1450 kg / m3 with a silicate module in the range of 2.7-3.4;
– ацетат хрома по ТУ 2499-023-55373366-2011 с изменениями № 1, 2 – представляет собой водный раствор зеленого цвета с массовым содержанием ацетата хрома не менее 45 % и плотностью в пределах 1250–1300 кг/м3; - chromium acetate according to TU 2499-023-55373366-2011 with changes No. 1, 2 - is an aqueous solution of green color with a mass content of chromium acetate of at least 45% and a density in the range of 1250–1300 kg / m3;
– древесная мука по ГОСТ 16361-87; преимущественно марки 180, 140, Т. - wood flour in accordance with GOST 16361-87; mainly brands 180, 140, T.
– воду пресную. - fresh water.
Сущность изобретения состоит в создании состава для изоляции водопритока в скважину простого в приготовлении, коррозионно безопасного при одновременном расширении технологических возможностей использования состава в условиях карбонатных коллекторов и расширения интервала времени гелеобразования состава. Вследствие малой вязкости состав легко проникает в малопроницаемые поры коллектора, обводненного водой любой минерализации. Состав готовят на пресной воде, он является простым в приготовлении, обладает достаточным временем гелеобразования для закачки состава в полном объеме. После перемешивания компонентов и закачки в скважину в указанном диапазоне соотношений компоненты состава реагируют, в результате формируется прочный силикатный гель. За счет изменения соотношений компонентов состава регулируют необходимое время гелеобразования состава и прочность (статическое напряжение сдвига) образующегося геля. Образующийся в пластовых условиях силикатный гель не растворяется и не разрушается под воздействием пластовых минерализованных вод, что позволяет увеличить продолжительность эффекта изоляции водопритока. The essence of the invention is to create a composition for isolating water inflow into a well that is easy to prepare, corrosion-safe while expanding the technological capabilities of using the composition under conditions of carbonate reservoirs and extending the gel formation time interval. Due to its low viscosity, the composition easily penetrates into the low-permeability pores of the reservoir, flooded with water of any mineralization. The composition is prepared in fresh water, it is easy to prepare, has sufficient gelation time to pump the composition in full. After mixing the components and injecting them into the well in the indicated range of ratios, the components of the composition react, as a result, a strong silicate gel is formed. By changing the ratios of the components of the composition, the necessary gelation time of the composition and the strength (static shear stress) of the resulting gel are controlled. Silicate gel formed in reservoir conditions does not dissolve and does not break down under the influence of formation mineralized water, which allows to increase the duration of the effect of isolation of water inflow.
При приготовлении все компоненты состава хорошо и быстро растворяются в воде. Присутствие древесной муки в составе обеспечивает формирование прочного геля. Изменением его количества регулируют (варьируют) прочность формирующего геля. Ацетат хрома является гелеобразователем состава. Силикат натрия является основой силикатного геля в составе. Присутствие силиката натрия в образующемся геле придает ему стойкость в условиях воздействия агрессивных сред в скважинных условиях. When cooking, all components of the composition dissolve well and quickly in water. The presence of wood flour in the composition provides the formation of a strong gel. By changing its amount, the strength of the forming gel is controlled (varied). Chromium acetate is a gelling agent of the composition. Sodium silicate is the basis of silicate gel in the composition. The presence of sodium silicate in the resulting gel gives it stability under the influence of aggressive media in well conditions.
Интервал времени гелеобразования (индукционный период) состава достаточно широкий, чтобы приготовить и закачать состав в любой обрабатываемый коллектор. В течение индукционного периода вязкость состава имеет низкие значения, что способствует легкому закачиванию состава в пласт.The gelation time interval (induction period) of the composition is wide enough to prepare and pump the composition into any processed collector. During the induction period, the viscosity of the composition is low, which contributes to the easy pumping of the composition into the reservoir.
Использование в качестве гелеобразователя – ацетата хрома в предлагаемом количественном интервале позволяет получить состав с широким интервалом времени гелеобразования, при одновременном расширении технологических возможностей использования состава в условиях карбонатных коллекторов ввиду того, что состав не взаимодействует с карбонатной составляющей породы. Применение в составе одного наполнителя позволяет получить простой в приготовлении состав из–за исключения предварительного приготовления смеси наполнителей. The use of chromium acetate as a gelling agent in the proposed quantitative range allows one to obtain a composition with a wide gelation time interval, while expanding the technological capabilities of using the composition in conditions of carbonate reservoirs because the composition does not interact with the carbonate component of the rock. The use of one filler makes it possible to obtain an easy to prepare composition due to the exclusion of preliminary preparation of a mixture of fillers.
Исключение кислоты из состава обеспечивает возможность эффективного использования состава в условиях карбонатных коллекторов. The exclusion of acid from the composition makes it possible to effectively use the composition in conditions of carbonate reservoirs.
Время гелеобразования состава и прочность состава определяют опытным путем в лабораторных условиях. Результаты лабораторных испытаний предлагаемого состава при температуре 20±2 °С приведены в таблице 1. The gelation time of the composition and the strength of the composition is determined empirically in laboratory conditions. The results of laboratory tests of the proposed composition at a temperature of 20 ± 2 ° C are shown in table 1.
В стеклянный стакан объемом 150 мл наливают 90 г (90 мас. %) пресной воды, добавляют ацетат хрома 1,6 г (1,6 мас. %), туда же при перемешивании добавляют древесную муку 1,0 г (1,0 мас. %) и силикат натрия 10 г (10 мас. %). Перемешивают в течение 10–15 мин. Помещают полученный состав в термостат с температурой 20±2 °С и оставляют на гелеобразование. Далее через каждые 15 мин стакан наклоняют на угол, равный 45º, для наблюдения за изменением угла мениска состава. Фиксируют время, когда мениск состава в стакане перестанет смещаться. Определенное таким образом время является временем гелеобразования, которое составляет 15 ч 45 мин (таблица 1, опыт 1). Остальные опыты, представленные в таблице 1, проводят аналогичным образом. После образования гелей определяют их прочность (статическое напряжение сдвига) по ГОСТ 33213-2014 (с использованием широметра). Pour 90 g of fresh water into a 150 ml glass beaker, add 1.6 g of chromium acetate (1.6 wt.%), Add 1.0 g of wood flour (1.0 wt.) With stirring. %) and sodium silicate 10 g (10 wt.%). Stirred for 10-15 minutes. The resulting composition is placed in a thermostat with a temperature of 20 ± 2 ° C and left for gelation. Then, every 15 minutes, the glass is tilted at an angle equal to 45º to observe the change in the meniscus angle of the composition. The time is fixed when the meniscus of the composition in the glass stops moving. The time thus determined is the gelation time, which is 15 hours and 45 minutes (table 1, experiment 1). The remaining experiments are presented in table 1, carried out in a similar manner. After the formation of gels, their strength (static shear stress) is determined in accordance with GOST 33213-2014 (using a shirometer).
Из проведенных опытов выбирали по времени гелеобразования (от 2 ч 05 мин до 23 ч 30 мин) и прочности геля (от 167,89 до 566,16 Па) оптимальное соотношение компонентов в составе (опыты 1–10), мас. %: From the experiments performed, the optimal ratio of the components in the composition was selected according to the gelation time (from 2 h 05 min to 23 h 30 min) and gel strength (from 167.89 to 566.16 Pa) (experiments 1–10), wt. %:
силикат натрия 8,0–15,0 sodium silicate 8.0-15.0
ацетат хрома 0,5–2,0 сверх 100 % chromium acetate 0.5–2.0 in excess of 100%
древесная мука 0,1–5,0 сверх 100 % wood flour 0.1–5.0 in excess of 100%
пресная вода 85–92. fresh water 85–92.
У состава по наиболее близкому аналогу прочность геля составила от 122,27 до 888,85 Па. При этом наибольшая прочность геля составила у состава In the composition according to the closest analogue, the gel strength was from 122.27 to 888.85 Pa. Moreover, the greatest gel strength was in the composition
с очень коротким сроком гелеобразования – 10 мин, что создает повышенный риск аварийности проводимых работ. with a very short gelation period of 10 minutes, which creates an increased risk of accident rate of work.
Для сравнения эффективности предложения провели испытание гелеобразующего состава по предложению и наиболее близкого аналога на прочность при температуре 22 ± 2 °С. Испытания проводили следующим образом: в капиллярную трубку диаметром 6 мм и длиной 3 м заливали гелеобразующий состав до тех пор, пока он не начинал выходить из трубки, и оставляли его на гелеобразование. Через 48 ч полученный гель выдавливали под давлением и рассчитывали градиент давления сдвига. Результаты испытаний представлены в таблице. To compare the effectiveness of the proposal, we tested the gel-forming composition according to the proposal and the closest analogue for strength at a temperature of 22 ± 2 ° C. The tests were carried out as follows: a gel-forming composition was poured into a capillary tube with a diameter of 6 mm and a length of 3 m until it began to leave the tube and left to gel. After 48 hours, the resulting gel was extruded under pressure and a shear pressure gradient was calculated. The test results are presented in the table.
Результаты исследований показали, что предлагаемый состав имеет высокие показатели прочности и более стоек к перепадам давления. The research results showed that the proposed composition has high strength and more resistant to pressure drops.
Применение древесной муки менее 0,1 мас. % и ацетата хрома менее 0,5 мас. % не оказывает положительного влияния на результат гелеобразования состава (опыт 11), а использование древесной муки более 5,0 мас. % и ацетата хрома более 2,0 мас. % ведет к сокращению времени гелеобразования состава до 15 мин (опыт 12), что приводит к невозможности закачки его в скважину и увеличению стоимости состава. Оптимальным соотношением силиката натрия в составе является 8–15 мас. % по всей совокупности свойств состава как до гелеобразования, так и после (по времени гелеобразования, прочности образующегося геля, оптимальной стоимости состава).The use of wood flour is less than 0.1 wt. % and chromium acetate less than 0.5 wt. % does not have a positive effect on the gelation result of the composition (experiment 11), and the use of wood flour is more than 5.0 wt. % and chromium acetate more than 2.0 wt. % leads to a reduction in the gelation time of the composition to 15 min (experiment 12), which makes it impossible to pump it into the well and increase the cost of the composition. The optimal ratio of sodium silicate in the composition is 8-15 wt. % of the entire set of compositional properties both before and after gelation (by gelation time, gel strength, optimal composition cost).
Предлагаемый состав позволяет повысить эффективность изоляции водопритока в скважину за счет создания простого в приготовлении состава при одновременном расширении технологических возможностей использования состава в условиях карбонатных коллекторов, расширения интервала времени гелеобразования состава и повышения прочности геля. The proposed composition allows to increase the efficiency of isolation of water inflow into the well by creating an easy-to-prepare composition while expanding the technological capabilities of using the composition in conditions of carbonate reservoirs, extending the gelation time interval of the composition and increasing the gel strength.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124320A RU2713063C1 (en) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Composition for isolating water influx into well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124320A RU2713063C1 (en) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Composition for isolating water influx into well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2713063C1 true RU2713063C1 (en) | 2020-02-03 |
Family
ID=69625259
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019124320A RU2713063C1 (en) | 2019-07-31 | 2019-07-31 | Composition for isolating water influx into well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2713063C1 (en) |
Citations (5)
| 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 |
| RU2081297C1 (en) * | 1995-04-14 | 1997-06-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Compound for isolation of water inflow to oil and gas wells |
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2597593C1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-09-10 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2661973C2 (en) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells |
-
2019
- 2019-07-31 RU RU2019124320A patent/RU2713063C1/en active
Patent Citations (5)
| 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 |
| RU2081297C1 (en) * | 1995-04-14 | 1997-06-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Compound for isolation of water inflow to oil and gas wells |
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2597593C1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-09-10 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2661973C2 (en) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6189615B1 (en) | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| RU2385894C1 (en) | METHOD OF PREPARATION OF LIGHT GROUTING MORTAR OF DENSITY 1450-1500 kg/m3 | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| RU2550617C1 (en) | Method of isolation of water influxes to well (versions) | |
| RU2627502C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition | |
| RU2713063C1 (en) | Composition for isolating water influx into well | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2525079C1 (en) | Limitation of well water production | |
| CN105754565A (en) | Organic microsphere and inorganic silicate compounded type channeling sealing agent for thermal extraction of heavy oil and preparation method of channeling sealing agent | |
| RU2303048C1 (en) | Light-weight grouting mortar | |
| RU2704661C1 (en) | Composition for limiting water influx into well | |
| RU2474603C2 (en) | High-structure grouting mixture | |
| RU2599154C1 (en) | Method of repair-insulation works in well (versions) | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
| RU2704168C1 (en) | Method of water influx isolation in well | |
| RU2601888C1 (en) | Method for repair and insulation works in well | |
| RU2270328C1 (en) | Method of preparing grouting mortar | |
| RU2490295C1 (en) | Composition for sealing influx of water into oil wells | |
| RU2703598C1 (en) | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) | |
| RU2714753C1 (en) | Composition for isolating water influx into well | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2705111C1 (en) | Composition for limiting water influx into well | |
| RU2710862C1 (en) | Composition for isolating water influx into well |