SU1596090A1 - Состав дл изол ции водопритока в скважину - Google Patents
Состав дл изол ции водопритока в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- SU1596090A1 SU1596090A1 SU884472963A SU4472963A SU1596090A1 SU 1596090 A1 SU1596090 A1 SU 1596090A1 SU 884472963 A SU884472963 A SU 884472963A SU 4472963 A SU4472963 A SU 4472963A SU 1596090 A1 SU1596090 A1 SU 1596090A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- composition
- surfactant
- polyacrylamide
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретени - повышение водоизолирующих свойств при одновременном сокращении расхода реагентов. Состав содержит следующие компоненты при их следующем соотношении, мас.%: гидролизованный полиакриламид 0,15-1,0
неионогенное поверхностно-активное вещество, растворимое в воде 0,2-5,0
калийхромовые квасцы 0,003-0,03
вода остальное. Состав готов т путем последовательного растворени в воде полиакриламида, неионогенного ПАВ и калийхромовых квасцов в требуемом соотношении. Использование изобретени позволит повысить качество работ по ограничению водопритоков в нефт ных скважинах и может также примен тьс дл регулировани процесса заводнени неоднородных пластов. 1 табл.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам дл изол ции и ограничени водопритоков в скважинах.
Цель изобретени - повышение водо- изолирующих свойств образующегос гел при одновременном сокращении расхода реагентов.
Состав включает гидролизованный по- лиакриламид, калийхромовые квасцы, поверхностно-активное вещество и воду, причем в качестве поверхностно-активного Вещества используют неионогенное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%; Гидролизованный поли- акриламид0,15-1,00Неионогенное поверхностно-активное вещество , растворимое в воде 0,2 - 5,0
Калийхромовые
квасцы (ХК)0,003 - 0,030
ВодаОстальное
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют растворимые в воде ПАВ, например окси- этилированные алкилфенолы типа неонол АФ9-10, АФ9-12 или технические продукты, содержащие их - СНО-3, СНПХ-1П.
При смешении компонентов состава протекает реакци сшивки полиакриламида через карбоксильную группу (-СОО) катионом хрома параллельно со сшивкой ПАА НПАВ за счет образовани водородной св зи между амидной группой полиакриламида (-CONH2) и эфирным кислородом полиглико- левой части молекулы НПАВ, в результате чего получаетс дважны сшитый полиакриламид с включением в его молекулу гидрофобных цепей НПАВ.
сл ю о о ю
Улучшенна характеристика состава объ сн етс большей степенью межмолекул рной сшивки полиакриламида хромом и молекулами НПАВ, чем в присутствии анионных ПАВ, поскольку анион ПАВа конкурирует с карбоксилат-анионом полиакриламида с одним сшивателем - катионом хрома.
Дл приготовлени гел используют 0,15 - 1,0% водные растворы полиакрил- амида с содержанием карбоксильных групп 5 - 30%, 1 %-ный водный раствор хромовых квасцов или отходов, содержащих их, и не- ионогенное поверхностно-активное вещество . После смешивани их в зависимости от соотношени компонентов, рН и температуры через несколько минут, часов или суток образуетс в зкоупругий гель. В промысловой практике предпочтительно работать с составами, имеющими период гелеобразовани 6 - 36 ч.
Пример. Получают гель предлагаемого и известного составов в лабораторных услови х из полиакриламида молекул рной массы 10 млн. и степенью гидролиза 5-15 и 27 мол.% (ПАА-5,15 или 27), ХК и оксиэти- лированного алкилфенола марки неонол АФ-Юи АФ-12.
В 100 мл 0,1 - 1,0 мас.% раствор ПАА при перемешивании механической мешалкой ввод т 0,1 - 5,0 г неонола АФ-10 или АФ-12, а затем 0,3 - 3,0 мл 1 %-ного раствора ХК.
Дл определени водоизолирующих свойств состава приготовленный состав закачивают с посто нной скоростью (2,7 м/сут.) в модель пласта длиной 9 и диаметром 2,5 см, представленную размолотой карбонатной породой проницаемостью 19,2 - 43,3 мкм и насыщенную пресной водой. После закачки двух объемов пор модели приготовленного состава дают выдержку в течение 16 ч дл образовани гел , после чего с той же скоростью закачивают пресную воду. По манометру на входе в модель определ ют максимальное давление закачки воды, по которому рассчитывают проницаемость модели по воде после образовани гел (Ке ), а по отношению KB/KB , где Кв - проницаемость модели по воде до закачки состава, остаточный фактор сопротивлени (Рост) по воде в точке максимального давлени закачки воды . ROCT характеризует прочность гел , образовавшегос в пopиctoй среде ,из закачанного в модель пласта состава дл изол ции водопритока.
Результаты исследовани различных составов сведены в таблицу.
При концентрации полимера 0,1% и меньше гель из предлагаемого состава не
образуетс , тогда как при концентрации полимера 0,15% гель образуетс . При содержании полимера выше 0,15% водоизо- лирующее свойство гел , получаемого из
5 предлагаемого состава независимо от степени гидролиза полимера (ПАА-27, ПАА-15 и ПАА-5) и концентрации НПАВ 0,2 - 5,0%, значительно выше этого свойства гел , получаемого из известного состава при одном
10 и том же содержании полимера и ХК (сравнительные составы 2, 3 и 5 и известные составы 14, 15 и 16). При снижении концентрации НПАВ в предлагаемом составе ниже 0,2% и концентрации ХК ниже 0,003% проч15 ность гел предлагаемого состава ниже, чем известного. Таким образом, нижним пределом содержани компонентов в предлагаемом составе вл ютс , мас.%:
20Полиакриламид0,15
НПАВ0,2
Калийхромовые квасцы0,003
За верхний предел, содержани этих компонентов в предлагаемых составах прй25 н ты соответственно 1,0; 3,0 и 0,03 мас.%, так как выше этих концентраций компонентов гель образуетс при смешении их, что не позвол ет использовать его в промысловых услови х.
30Как видно из таблицы лабораторных
. данных, водоизолирующие свойства предлагаемого состава выше свойств известного , причем при одновременном снижении расхода реактивов.
35Технологи приготовлени и применени состава в нефтедобыче заключаетс в смешивании в требуемом соотношении 0,15 - 1,0%-ного раствора полиакриламида с неионогенным ПАВ и затем с 1 - 2%-ным
40 раствором хромовых квасцов до однородной гиассы в зкостью 5 - 180 мПа с, последующей закачки в скважину полученной смеси из расчета 0,5 - 10-м на метр толщины пласта и продавке его из ствола скважи45 ны в пласт закачиваемой водой (дл нагнетательных скважин) или безводной нефтью (дл нефт ных скважин). В зависимости от периода гелеобразовани закачанного состава скважина оставл етс закрытой на ре50 акцию на этот период (обычно на 12 - 36 ч).
Использование данного изобретени позвол ет повысить качество изол ционных работ по ограничению водопритока в нефт - 55 ные скважины и может быть применено дл регулировани разработки месторождений при заводнении, что приведет к увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды) на каждую скважино- операцию.
Claims (1)
- Формула изобретениСостав дл изол ции водопритока в скважину, включающий гидролизованный полиакриламид, калийхромовые квасцы, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийс тем, что, с целью повышени водоизолирующих свойств образующегос гел при одновременном снижении расхода реагентов, в качестве поверхностно-активного вещества используют неионогенное поверхностно-активное вещество, растворимое в воде, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Гидролизованный полиакриламид0 ,15-1,00 Неионогенное поверхностно-активное вещество, растворимое в воде0,2 - 5,0 Калийхромовые квасцы 0,003 - 0,030 Вода ОстальноеПродолжение таблицы
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884472963A SU1596090A1 (ru) | 1988-07-06 | 1988-07-06 | Состав дл изол ции водопритока в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884472963A SU1596090A1 (ru) | 1988-07-06 | 1988-07-06 | Состав дл изол ции водопритока в скважину |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1596090A1 true SU1596090A1 (ru) | 1990-09-30 |
Family
ID=21395075
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884472963A SU1596090A1 (ru) | 1988-07-06 | 1988-07-06 | Состав дл изол ции водопритока в скважину |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1596090A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2698929C1 (ru) * | 2018-09-11 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
-
1988
- 1988-07-06 SU SU884472963A patent/SU1596090A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 985255, кл. Е 21 В 33/138, 1981. Авторское свидетельство СССР N 1218084, кл. Е 21 В 33/138. 05.10.84. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2698929C1 (ru) * | 2018-09-11 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4744418A (en) | Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications | |
US5559263A (en) | Aluminum citrate preparations and methods | |
US6189615B1 (en) | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery | |
US4770245A (en) | Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications | |
US4702319A (en) | Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing sulfonate functionality | |
US5834406A (en) | Foamed gel for permeability reduction or mobility control in a subterranean hydrocarbon-bearing formation | |
CA1301444C (en) | Hydraulic fracturing process using a polymer gel | |
US4683949A (en) | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel | |
US5650379A (en) | Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate | |
RU2057780C1 (ru) | Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы | |
US4723605A (en) | Accelerated polymer gelation process for oil recovery applications | |
WO1993019282A1 (en) | Fiber reinforced gel for use in subterranean treatment process | |
US4644073A (en) | Permeability contrast correction employing a sulfate-free propionate-sequestered chromium (III) solution | |
US4636572A (en) | Permeability contrast correction employing propionate-sequestered chromium(III) prepared by nitrite/dichromate redox | |
US4002204A (en) | Timing the deposition of an asphalt plugging material from an asphalt-cationic emulsion | |
DE2657443A1 (de) | Verfahren und zusammensetzung zur saeuerung unterirdischer formationen | |
US10844275B2 (en) | Method for oil displacement using dispersed particle gel-strengthened polymer ternary composite displacement system | |
WO1995018909A1 (en) | Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent | |
US4564070A (en) | Hydrocarbon recovery process using an in situ silicate/polymer gel | |
US4947935A (en) | Kill fluid for oil field operations | |
MXPA01011906A (es) | Composiciones polimericas. | |
CN1043332A (zh) | 井处理液及用于该处理液的添加剂 | |
US5048609A (en) | Selective permeability reduction in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a nonselective gel | |
US4997582A (en) | Compositions for acid treating subterranean formations | |
SU1596090A1 (ru) | Состав дл изол ции водопритока в скважину |