SU1321805A1 - Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине - Google Patents
Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- SU1321805A1 SU1321805A1 SU853944251A SU3944251A SU1321805A1 SU 1321805 A1 SU1321805 A1 SU 1321805A1 SU 853944251 A SU853944251 A SU 853944251A SU 3944251 A SU3944251 A SU 3944251A SU 1321805 A1 SU1321805 A1 SU 1321805A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- composition
- nitrolignin
- permeability
- well
- 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
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)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к области нефтегазодобывающей промышленности. Цель изобретени - повышение прочности состава . Состав содержит следующее соотношение компонентов, мае. %: жидкое стекло 7- 10; гипан 1,0-2,5; добавку - нитролигнин 5-7; вода остальное. При приготовлении состава вначале готов т смесь жидкого стекла, гипана и воды, которую перемещи- вают 15-20 мин. При перемешивании в смесь добавл ют нитролигнин и после этого перемешивают 3-5 мин и сразу закачивают в пласт. В зкость состава незначительна, он легко прокачиваетс по насосно-компрес- сорным трубам и проникает как в высокопроницаемые , так и в низкопроницаемые пропластки. 1 табл. (О сл 00 ю эо сд
Description
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам дл изол ции пластовых вод в нефт ных скважипах.
Целью изобретени вл етс повышение прочности состава.
Состав готов т следующим образом.
Сначала готов т смесь жидкого стекла, гипана и воды, котора перемешиваетс в течение 15-30 мин. Затем при перемешивании в нее добавл ют необходимое количество нитролигнина. При этом компоненты берут в следующем соотношении, мае. %:
Жидкое стекло7,0-10,0
Гипан1,0-2,5
Нитролигнин5,0-7,0
ВодаОстальное.
После добавлени нитролигнина смесь перемешивают еще в течение 3-5 мин и сразу закачивают в скважину. Поскольку предлагаемый состав до начала гелеобразовани вл етс истинным водным раствором, его в зкость незначительно отличаетс от в зкости воды и он легко прокачиваетс по на- сосно-компрессорным трубам и проникает как в высоко-, так и в низкопроницаемые пропластки.
В таблице приведены характеристики предлагаемых гелеобразующих составов.
Свойства растворов оцениваютс следующим образом.
Растворы с различным содержанием компонентов, приготовленные указанным способом, заливаютс в прибор СНС-2. Врем образовани гел определ етс по по влению статического напр жени сдвига , а прочность его - по измерению величины последнего.
Одновременно провод тс испытани закупоривающей способности этих же составов на кернах с искусственной трещиной. Дл этого керны различной проницаемости предварительно под давлением 0,2 МПа на сыщаютс исследуемыми растворами и выдерживаютс на воздухе в течение времени, необходимого дл образовани гел . После этого керны помещаютс в 20%-ный раствор хлористого кальци , имитирующий пластовую воду. Через сутки керны вынимаютс из раствора и на установке УИПК-1 определ етс их проницаемость по известной методике. Закупоривающа способность различных растворов оцениваетс по соотно- щению проницаемости кернов (К) до (Ki) и после (К2) насыщени их исследуемыми жидкост ми по формуле
K Ki K2lOO%.
Сроки гелеобразовани предлагаемого состава (таблица) очень незначительны (1,0-1,5 ч), а прочность их очень высока (50-100 Па), что существенным образом
сказываетс и на закупоривающей способности гелеобразующих составов (87-100%) т. е. предлагаемый состав в зависимости , от проницаемости коллектора либо пол- ностью закупоривает пласт (керны проницаемостью мД и ниже), либо более чем на 80-90% ограничивает приток жидкости (керны проницаемостью выше 200 мД)
Например, необходимо приготовить 1 т
0 гелеобразующего раствора, содержащего, мае. %: гипан 2, жидкое стекло 10, нитролиг- нин 6, вода остальное (82). Дл этого необходимо вз ть 20 кг гипана, 100 кг жидкого стекла, 60 кг нитролигнина и 820 кг воды. В насто щее врем гипан выпускаетс чаще
всего в виде 10%-го водного раствора плотностью 1,065 г/см, водный раствор жидкого стекла (силиката натри ) плотностью 1,45 г/см, нитролигнина влажностью 50%. Следовательно, дл приготовлени 1 т раст0 вора необходимо вз ть 200 кг товарного гипана или 200:1,065 188 л, 100:1, жидкого стекла, 120 кг нитролигнина и 660 л воды. В емкость заливают 660 л воды, в которую добавл ют 69 л жидкого стекла и 188 л гипана. Смесь перемешивают в течение
5 15-30 мин, а затем добавл ют 120 кг нитролигнина . После перемешивани в течение 3-5 мин раствор закачивают.
Как видно из таблицы, врем гелеобразовани состава 4 составл ет 65 мин, которого вполне достаточно дл закачки раство0 ра в пласт. В этой св зи растворы 1 и 8 (таблица) не совсем пригодны дл этих условий , так как врем начала гелеобразова- пи составл ет дл них 360 и 10 мин соответственно , т. е. в одном случае слищком большой период гелеобразовани , а в дру5 гом - слишком малый.
Таким образом, результатами проведенных исследований установлены следующие преимущества применени предлагаемого гелеобразуюплего состава: повышение на0 дежпости изол ции пластовых вод в результате сокращени сроков гелеобразовани и повышени прочности образующегос гел , возможность изол ции как высоко-, так и низкопроницаемых пластов.
45
Claims (1)
- Формула изобретениГелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине, содержащий жидкое стекло, гипан, воду и добавку, отличающийс тем, что, с целью повышени его прочности, он в качестве добавки содержит нитролигнин при следующем соотношении компонентов, мае. %:Жидкое стекло7,0-10,0Гипан1,0-2,5Нитролигнин5,0-7,0ВодаОстальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU853944251A SU1321805A1 (ru) | 1985-08-06 | 1985-08-06 | Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU853944251A SU1321805A1 (ru) | 1985-08-06 | 1985-08-06 | Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1321805A1 true SU1321805A1 (ru) | 1987-07-07 |
Family
ID=21194244
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU853944251A SU1321805A1 (ru) | 1985-08-06 | 1985-08-06 | Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1321805A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2505578C2 (ru) * | 2008-04-21 | 2014-01-27 | Налко Компани | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения |
-
1985
- 1985-08-06 SU SU853944251A patent/SU1321805A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Ограничение водопритоков и поинтервального воздействи на пласт в глубоких высокотемпературных скважинах. Проспект ВДНХ, ВНИИОЭНГ, 26.03.81, Ко 979, Т06071. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2505578C2 (ru) * | 2008-04-21 | 2014-01-27 | Налко Компани | Композиция и способ извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
CA1127074A (en) | Treating wells to mitigate flow-after-cementing | |
CA1082438A (en) | Spacer composition and method of use | |
US6235809B1 (en) | Multi-functional additive for use in well cementing | |
US3132693A (en) | Composition comprising hydroxyethyl cellulose, polyvinylpyrrolidone and organic sulfonate, cement slurry prepared therefrom and method of cementing wells therewith | |
US4378049A (en) | Methods, additives and compositions for temporarily sealing high temperature permeable formations | |
US7378377B2 (en) | Compositions for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
US2131338A (en) | Consolidation of porous materials | |
NO316292B1 (no) | Fremgangsmåte med anvendelse av en fiberarmert gel for underjordisk tettende behandling | |
CA2674182A1 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid composition, methods of preparation and methods of use | |
RU2065442C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков с помощью гелирования растворов производных кремневой кислоты | |
US2330145A (en) | Method of sealing pores in subterranean formations contiguous to deep well bores | |
CA1128966A (en) | Pumpable thixotropic cement slurries for use in cementing pipes in a well | |
SU1321805A1 (ru) | Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине | |
US2240622A (en) | Process of filtration utilizing porous cements | |
RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
RU2809114C1 (ru) | Способ приготовления жидкости для гидравлического разрыва пласта с использованием диоксида углерода в твердом состоянии | |
RU1633875C (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта | |
SU1063821A1 (ru) | Буровой раствор | |
RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
SU1680950A1 (ru) | Гелеобразующий состав дл блокировани пластов |