SU1035194A1 - Способ временной изол ции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ временной изол ции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- SU1035194A1 SU1035194A1 SU823403224A SU3403224A SU1035194A1 SU 1035194 A1 SU1035194 A1 SU 1035194A1 SU 823403224 A SU823403224 A SU 823403224A SU 3403224 A SU3403224 A SU 3403224A SU 1035194 A1 SU1035194 A1 SU 1035194A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- polyvinyl alcohol
- polyvinyl
- hydrocarbon solvent
- zone
- 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
- C09K8/502—Oil-based compositions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
СПОСОБ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗОН ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА путем введени в последнюю поливинилового спирта, солей металлов переменной валентности, вискозного волокна и воды, отличающийс тем, что, с целью повышени качества и надежности изол ции за счет равномерного отверждени вводимых агентов, поливиниловый спирт, вискозное волокно и воду ввод т в призабойную зону пласта, в смеси с карбоксиметилцеллюлозой неионогенным и анионогенным эмульгаторами и углеводородным растворителем при следующем соотношении компонентов, мас.%: . Поливиниловый спирт 6-7 , Вискозное волокно 0,5-1,5 Карбокриметилцеллюлоза0 ,5-1,0 Неионогенный эмульгатор0 ,5-0,7 Анионогенный эмульгатор1 ,4-1,6 Углеводородный растворитель20-23 Вода Остальное а соли металлов переменной валентности и воду ввод т в смеси со. щелочью , анионогенным эмульгатором и i углеводородным растворителем при cлe yющeм соотношении компонентов, (Л мас.%: Со и металлов переменной валентности 3-4 Щелочь1,5-2,0 Анионогенный эмульгатор1 ,7-2,2 Углеводородный растворитель22-37 Вода Остальное при этом указанные составы перед : ел введением в призабойную зону сманивают .
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изол ции высокопро ницае№лх зон пласта при бурении, эксплуатации и ремонте скважин. Известен способ изол ции проницаемых зон пласта пут.ем закачки в них тампонажного состава, содерж . вдего соли поливалентных металлов и водного раствора, полиэлектролита .под давлением с последующим отверждениём СИ. Недостатком этого способа вл етс необратима изол ци высокопро ницаемых зон :продуктивного; пла.ста поэтому применение таких составов при бурении скважин и ремонтных работах в процессе их эксплуатации приводит к посто нной потери проницаемости призабойной зоныпласта и в св зи с этим, к снижению продукти ности скважин. , Известен способ временной изол ции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта путем введени в последнюю поливинилового спирта, со лей металлов переменной валентности вискозного волокна и воды, затвердевающих в пласте в присутствии вво димой в пласт щелочи 2. Недостатком известного способа вл етс невысокое качество и надеж ность изол ции из-за неравномерного отверждени вводимых агентов по всему объему. Целью изобретени вл етс повышение качества и надежности изол ции за счет равномерного отверждени вводимых агентов. Указанна цель достигаетс тем, что согласно известному способу временной изол ции .высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта путем введени - в последнюю поливинилового спирта, солей металлов переменной валентности, вискозного воло на и воды, поливиниловый спирт, вис козное волокно .и воду в призабойную зону пласта ввод т в смеси с карбок метилцеллюлозОй неионогенным и анио генным эмульгаторами и углеводородн растворителем при следующем соотношении компонентов, мас.%: Поливиниловый спирт . 6,0-7,0 Вискозное волокно 0,5-1,5 Карбоксиметилцеллюлоза0 ,5-1,0 Неионогенный эмульгаторО ,5-0,7 Анионогенный эмульгатор1 ,4-1,6 Углеводородный растворитель 20,-23,0 Вода Остальное и соли металлов переменной валентно ти и воду ввод т Б смеси со щелочью анионогенцым эмульгатором и углеводородным растворителем при следующем соотношении компонентов, мас,% Соли металлов переменной валентности 3,0-4,0 Щелочь 1,5-2,0 Анионогенный эмульгатор1 ,7-2,2 Углеводородный растворитель . 22,0-37,0 Вода Остальное при этом указанные составы перед введением в призабойную зону смешивают. В лабораторных услови х раствор на основе поливинилового спирта готовили путем растворени в.воде при VO-eo C поливинилового спирта и карбоксиметилцеллюлозы. В полученный раствор ввод т Э2 1ультаторы неионоге ный (например, дисольван) и анионогенный (например, сульфанол), углеводородный растворитель (например , дизтопливо, керосин) и перемешивают в гомогенизаторе. Раствор на основе солей металлов переменной валентности готов т путем растворени в воде при 20-25с сульфатов меди или железа/ анионогенного эмульгатора (например сульфанола) и углеводородного растворител (например, дизтопливо, керосин). Раствор перемешивают в гомогенизаторе г затем .добавл ют в него 8-10%-ный водный раствор щелочи и вновь перемешивают. Рецептура и свойства тампонажного состава до и после отверждени представлены в таблице. Отверждение тампонажного состава происходит при смешивании указанных растворов за счет комплексообразовани гидроокисей металлов переменной валентности, которые образуютс при взаимодействии солей металлов переменной валентности и щелочи с гидроксильными группами макромолекул поливинилового спирта и карбоксиметилцеллюлозы . За счет того, что компоненты состава наход тс в виде эмульсии, процесс комплексообразовани происходит во времени и зависит от температуры. Так при состав отверждаетс через 4-5 ч с момента смешени обоих растворов, при 40с соответственно через 3-3,5 ч, при 50с - через 2 ч, при 60°С - через 1 ч, при 70С - через 40-45 мин,-при - через 20-30 мин, при через 10-15 мин. Таким образом, .состав отверждаетс через различные промежутки времени и этого времени до- статочно дл того, чтобы состав в неотвержденном состо нии был добавлен по трубе к тампонируемой зоне, где он отверждаетс со скоростью, котора зависит от темг|ературы, как показано выше. Отвержденный тампонажный состав представл ет, собой .твердый резиноподобный гель, обладающий ад.гезией к породе. Он не тер ет свои свойства и широком Диапа-. зоне те-шературе O-ISO C. Разрушить комплексные св зи и перевести тампонажный состав из твер дого в жидкое фазовое состо ние можно путем обработки состава раствором сол .ной кислоты 10-20%-ной концентрации . Сол на кислота, реагиру с комплексносв занными гидроокис ми металлов переменной валентности, превращает их в исходные нейтральные к поливиниловому спирту и карбоксиметилцеллюлозе соли. Так, отвержденный тампонажный состав переходит в жидкое фазовое состо ние при обработке 10-20%-ным раствором НС1 при через 7-5 мин при 20°С также через 7-5 мин соответ ственно. Тампонажный состав, отвержденный при 99°С и наход щийс при э температуре в течение 6ч, разрушаетс 10-20%-ным раствором НС1 при указанной температуре.через 30-20 мин соответственно. Состав, отвержденный при 150С и находившийс в течение 7 ч под воздействием температуры 150°С, переходит в жидкое фазовое состо ние при обработке 10-20%-ным раствором НС1 при этой же температуре через 40-30 мин соответственно. Полученные результаты подтверждают возможность использовани предлагаемого способа временной изол ци дл обеспечени выработки запасов нефти,и газа при последующем дренировании временно изолированных зон (интервалов) поглощени в процессе разра/ботки месторождений, Преимущества предлагаемого спосо ба временной изол ции по сравнению с базовым, за который вз т прототип состо т в следующем. Благодар тому, что компоненты состава одновременно ввод тс в сме ситель на устье скважины, гомогенизируютс в нем, а затем состав в турбулентном режиме подаетс пр тру бам в пласт, достигаетс получение самоотверждающегос в изолируемой зоне тампонажного состава. В резуль тате равномерного распределени ком лексообразовател в объеме состава при отверждении получаетс более ка чественна и надежна зона изол ции Так как эмульгированные растворы устойчивы в течение длительного вре мени ( при в течение 5-6 при 40С в течение 4-5 ч), их приго товление можно осуществл ть на стационарном растворном узле, хранить и в дальнейшем использовать дл тех нологических целей. Снижаютс затра ты на повторные операции вследствие повышени качества и надежности изол ции . Упрощаетс технологи закачки состава в скважину. Нашичие в составе.карбоксиметилцеллюлозы позвол ет уменьшить по сравнению с базовым объектом содержимое в составе поливинилового спирта в 1,52 раза. Кроме этого, карбоксиметилцеллюлрза увеличивает стабильностьэмульсии и соответственно индукционный период до отверждени . Реализаци способа осуществл етс технологическими приемами и техническими .средствами,, используемыми при бурении нефт ных, газовых скважин и скважин другого назначени . Перед проведением процесса временной изол ции высокопроницаемых зон пласта на растворном узле готов т эмульгированные растворы по рецептуре , указанной в таблице. Объем растворов определ ют, исход из геологотехнических условий. Растворы вывоз т на скважину автоцистернами. Скважину обв зывают с цементировочными агрегатами по существующим схе- , мам проведени тампонажны х работ, Количество агрегатов определ етс технологическими расчетом. Закачку в скважину растворов производ т одновременной подачей с одинаковой скоростью через смеситель-гомогенизатор , наход щийс на устье скважины. Продавка в пласт осуществл етс буровыми растворами в соответствии с общеприн той технологией. После продавки в пласт темпонажного состава скважина закрываетс на отверждение продукта. По мере необходимости дл восстановлени проницаемости в скважину закачиваетс раствор кислоты, который разрушает зону тампонировани . Таким образом, в технологическом отношении предлагаемый- способ не требует дл своей реализации специального оборудовани и может быть внедрен в практику работ по существующим технологическим схемам и существующими в практике тампонажных работ технологическими приемами. Широкое внедрение предлагаемого способа в практику изол ционных работ при вскрытии и закачивании нефт ных скважин производственного Объединени Грузнефть в трещинных коллекторах среднего эоцена позвол ет сократить в 2-3 раза повторные операции по борьбе с поглощением в продуктивный горизонт.
Продолжение таблицы
53Q340 . 1300,965 3,.0
510 325 125 0,960. 3,0
510 325 125 0,960 4,0
525 335 130 0,962.3,4
1,5
1,7 37,0 56,8
1,7 37,0 56,8
1,5
2,1 22,0 69,9
2,0
2,1 30,0 62,8
1,7
Продолжение таблицы
Claims (1)
- СПОСОБ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ЗОН ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА путем введения в последнюю поливинилового спирта, солей металлов переменной валентности, вискозного волокна и воды, отличающийся тем, что, с целью повышения качества и надежности изоляции за счет равномерного отверждения вводимых агентов, поливиниловый спирт, вискозное волокно и воду вводят в призабойную эону пласта, в смеси с карбоксиме.тилцеллюлозой неионогенным и анионогенным эмульгаторами и углеводородным растворителем при следующем соотношении компонентов, мас.%:Поливиниловый спирт Вискозное волокно КарбоксиметилцеллюлозаНеионогенный эмульгаторАнионогенный эмульгаторУглеводородный растворительВода6-70,5-1,50,5-1,00,5-0,71,4-1,620-23Остальное а соли металлов переменной валентности и воду вводят в смеси со. щелочью, анионогенным эмульгатором и углеводородным растворителем при следующем соотношении компонентов, мас.%:Соли металлов перемен ной валент ности ЩелочьАнионогенный эмульгаторУглеводородный растворительВода3-41,5-2,01,7-2,222-37 Остальное при этом указанные составы перед •введением в призабойную зону смешивают . >
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU823403224A SU1035194A1 (ru) | 1982-03-01 | 1982-03-01 | Способ временной изол ции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU823403224A SU1035194A1 (ru) | 1982-03-01 | 1982-03-01 | Способ временной изол ции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1035194A1 true SU1035194A1 (ru) | 1983-08-15 |
Family
ID=20999704
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU823403224A SU1035194A1 (ru) | 1982-03-01 | 1982-03-01 | Способ временной изол ции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1035194A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467156C2 (ru) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ крепления призабойной зоны скважины |
RU2569101C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам |
-
1982
- 1982-03-01 SU SU823403224A patent/SU1035194A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Патент .US № 3809160,. кл. 166-294, опублик. 1974. 2. Авторское свидетельство /2ССР по за вке № 2745892/22-03, кл. Е 21 В 33/13, 26.03.79 (прототип) . * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467156C2 (ru) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ крепления призабойной зоны скважины |
RU2569101C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5377760A (en) | Fiber reinforced gel for use in subterranean treatment processes | |
US2131338A (en) | Consolidation of porous materials | |
US2890752A (en) | New squeeze cement proces and slurry | |
AU2020281163B2 (en) | Cement activator composition for treatment of subterranean formations | |
US4770245A (en) | Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications | |
US7378377B2 (en) | Compositions for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
US5415229A (en) | Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent | |
US4819723A (en) | Reducing the permeability of a rock formation | |
US4494606A (en) | Process for improving vertical conformance in a near well bore environment | |
CN108505982A (zh) | 一种采用液体胶塞实现暂堵转向的老井重复压裂增产方法 | |
US2176266A (en) | Process for solidifying permeable masses | |
CA1224331A (en) | Process for utilizing a silicate/silica cement in oil field applications | |
US4548270A (en) | Process for plugging a subterranean formation | |
SU1035194A1 (ru) | Способ временной изол ции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта | |
CN109020361A (zh) | 一种高流速大流量动水封堵纤维注浆材料及其制备方法 | |
US2595184A (en) | Method for consolidating or for plugging sands | |
US6025304A (en) | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel | |
US2796131A (en) | Process for improving the oil-water ratio of oil and gas wells | |
US4503912A (en) | Process for conformance control using a polymer flocculate | |
CN114620977B (zh) | 一种超高温固井水泥浆及其制备方法和应用 | |
SU681993A1 (ru) | Способ разработки нефт ного месторождени | |
JPS5837080A (ja) | グラウト材及びグラウト注入工法 | |
JP2557902B2 (ja) | 地盤注入工法 | |
CN108300435B (zh) | 一种嵌入式高承压封堵剂 | |
SU881296A1 (ru) | Способ временной изол ции высокопроницаемых зон в скважине |