SU1677260A1 - Состав дл изол ции водопритоков в скважину - Google Patents

Состав дл изол ции водопритоков в скважину Download PDF

Info

Publication number
SU1677260A1
SU1677260A1 SU894718727A SU4718727A SU1677260A1 SU 1677260 A1 SU1677260 A1 SU 1677260A1 SU 894718727 A SU894718727 A SU 894718727A SU 4718727 A SU4718727 A SU 4718727A SU 1677260 A1 SU1677260 A1 SU 1677260A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
composition
gel
sodium
ammonium chloride
water
Prior art date
Application number
SU894718727A
Other languages
English (en)
Inventor
Зинаида Ивановна Рогоза
Елена Федоровна Исакова
Махамбет Демешевич Батырбаев
Original Assignee
Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности filed Critical Казахский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority to SU894718727A priority Critical patent/SU1677260A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU1677260A1 publication Critical patent/SU1677260A1/ru

Links

Landscapes

  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам дл  изол ции притоков воды в скважину. Цель изобретени  - повышение эффективности действи  состава за счет увеличени  кратности объемного расширени  и адгезионной способности получаемого гел  при одновременном увеличении периода гелеобразовани . Состав, включающий гидролизованный полиакриламид, нитрит натри , хлористый аммоний, соединение хрома и воду, дополнительно содержит сол ную кислоту, а в качестве соединени  хрома - бихромат натри  или кали  при следующем соотношении компонентов , мае %: полиакриламид 0,30-1,25; нитрит натри  0,65-2,60; хлористый аммоний 0,48-1,90; сол на  кислота 0,11-0,18; бихромат натри  или кали  0,01-0,10; вода остальное. В результате физико-химических превращений образуетс  мелкопористый газонасыщеиный в зкоупругий гель, превышающий в 3-5 раз первоначальный объем состава. Состав имеет регулируемый период гелеобразовани  в диапазоне температур 20-90°С. Состав готовитс  на поверхности последовательным смешением компонентов в специальной емкости или емкости цементировочного агрегата и может эффективно примен тьс  в высокопроницаемых и трещиноватых пластах. 1 табл. (Л с

Description

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам дл  изол ции притоков воды в скважину, а также дл  регулировани  профилей приемистости закачиваемой воды.
Цель изобретени  - повышение эффективности действи  состава за счет увеличени  кратности объемного расширени  и адгезионной способности получаемого гел  при одновременном увеличении периода гелеобразовани .
Состав, включающий гидролизованный полиакриламид, нитрит натри , хлористый аммоний, соединение хрома и воду, дополнительно содержит сол ную кислоту, а в качестве соединени  хрома - бихромат натри  или кали  при следующем соотношении компонентов, мае.:
Полиакриламид0,30-1,25
Нитрид натри 0,65-2,60
Хлористый аммоний 0,48-1,90 Сол на  кислота0,11-0,18
Бихромат натри  или кали 0,01-0,10
ВодаОстальное
Дл  приготовлени  состава используютс  порошкообразный высокомолекул рный полиакриламид и техническа  сол на 
кислота. Состав готовитс  последователь- ным введением в раствор полиакриламида (ПАА) при непрерывном перемешивании Нитрита натри  и хлористого аммони , бих- юмата натри  (кали ) и сол ной кислоты. 1ериод гелеобразовани  состава и свойст- за получаемого в зкоупругого гел  регули- уетс  содержанием нитрита натри , дихромата натри  (кали ) и сол ной кислоты . Нитрит натри  служит восстановлением, а также образует газ, который распредел  сь в объеме гел , обеспечивает увеличение Объема в зкоупругой тампонирующей масЈы .
j Кратность объемного расширени  обра- зующегос  гел  оценивалась по отношению к первоначальному объему состава через 4 ч после смешени  компонентов. Адгезионные свойства гел  оценивались по усилию (го отрыва от стенок стекл нного стакана и способности размыватьс  струей воды под напором 0,2 МПа. Результаты исследований представлены в таблице. В отличие от известного данный состав обеспечивает большую кратность объемного расширени , (рсобенно при низких температурах, что повышает его изолирующие свойства и расшир ет температурный диапазон действи . Кроме того, состав имеет регулируемый период гелеобразовани , что позвол ет зака- Чать его в пласт на заданную глубину.
Минимальное расширение гел  отмечаетс  при содержании нитрита натри  0,65%, хлористого аммони  0,48%, сол ной Кислоты 0,1%, ПАА 0,3%, бихромата натри  (Кали ) 0,01%. При меньшем содержании Компонентов процесс гелировани  сильно Замедл етс , структура гел  слаба  и не Способна удержать выдел ющийс  газ.
При содержании ПАА свыше 1,5% со- став становитс  нетекучим, а при добавке сол ной кислоты более 0,18% гель образуетс  сразу при перемешивании. Добавка нитрита натри  и хлористого аммони  свыше 2,6 и 1,9% соответственно приводит к бурному газообразованию и частичному разрыву структуры гел .
Дл  образовани  мелкопористой газонасыщенной структуры полимерного гел  скорость гелировани  должна быть несколько выше скорости газообразовани , что и  вл етс  условием оптимизации рецептуры состава.
В промысловых услови х состав может готовитьс  в специальной емкости с круговой циркул цией жидкости или непосредст- венно в емкости цементировочного агрегата перед закачкой в скважину. Рецептура состава и количество компонентов выбирают исход  из требуемого времени дл  закачки в скважину и продавки состава в пласт, а объем состава определ етс  радиусом создаваемого изолирующего барьера.

Claims (1)

  1. Состав характеризуетс  повышенными эксплуатационными свойствами в диапазоне температур 20...90°С и может эффективно примен тьс  в высокопроницаемых и трещиноватых пластах. Регулируемый период гелеобразовани  обеспечивает технологичность состава и снижает веро тность осложнений при обработках скважин. Формула изобретени  Состав дл  изол ции водопритоков в скважину, включающий гидролизованный полиакриламид, нитрит натри , хлористый аммоний, соединение хрома и воду, отличающийс  тем, что, с целью повышени  эффективности действи  состава за счет увеличени  кратности объемного расширени  и адгезионной способности получаемого гел  при одновременном увеличении периода гелеобразовани , состав дополнительно содержит сол ную кислоту, а в качестве соединени  хрома-бихромат натри  или кали  при следующем содержании компонентов , мас.%:
    Полиакриламид0,30-1,25
    Нитрит натри 0,65-2,60
    Хлористый аммоний 0,48-1,90 Сол на  кислота0,11-0,18
    Бихромат натри  или кали 0,01-0,10
    ВодаОстальное
SU894718727A 1989-06-12 1989-06-12 Состав дл изол ции водопритоков в скважину SU1677260A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894718727A SU1677260A1 (ru) 1989-06-12 1989-06-12 Состав дл изол ции водопритоков в скважину

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894718727A SU1677260A1 (ru) 1989-06-12 1989-06-12 Состав дл изол ции водопритоков в скважину

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1677260A1 true SU1677260A1 (ru) 1991-09-15

Family

ID=21460794

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU894718727A SU1677260A1 (ru) 1989-06-12 1989-06-12 Состав дл изол ции водопритоков в скважину

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1677260A1 (ru)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9488042B2 (en) 2014-04-17 2016-11-08 Saudi Arabian Oil Company Chemically-induced pulsed fracturing method
US9556718B2 (en) 2012-01-17 2017-01-31 Saudi Arabian Oil Company Non-acidic exothermic sandstone stimulation fluids
US9701894B2 (en) 2014-04-17 2017-07-11 Saudi Arabian Oil Company Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US9738824B2 (en) 2011-11-23 2017-08-22 Saudi Arabian Oil Company Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation
US9803133B2 (en) 2012-05-29 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Enhanced oil recovery by in-situ steam generation
US10053614B2 (en) 2014-04-17 2018-08-21 Saudi Arabian Oil Company Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US10308862B2 (en) 2014-04-17 2019-06-04 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US11414972B2 (en) 2015-11-05 2022-08-16 Saudi Arabian Oil Company Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs
US11739616B1 (en) 2022-06-02 2023-08-29 Saudi Arabian Oil Company Forming perforation tunnels in a subterranean formation

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР Мг 1138485, кл. Е21 В 43/32, 1985. Авторское свидетельство СССР Ns 1458556, кл. Е 21 В 43/32, 1988. *

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9738824B2 (en) 2011-11-23 2017-08-22 Saudi Arabian Oil Company Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation
US10047277B2 (en) 2012-01-17 2018-08-14 Saudi Arabian Oil Company Non-acidic exothermic sandstone stimulation fluids
US9556718B2 (en) 2012-01-17 2017-01-31 Saudi Arabian Oil Company Non-acidic exothermic sandstone stimulation fluids
US9803133B2 (en) 2012-05-29 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Enhanced oil recovery by in-situ steam generation
US9701894B2 (en) 2014-04-17 2017-07-11 Saudi Arabian Oil Company Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US9963631B2 (en) 2014-04-17 2018-05-08 Saudi Arabian Oil Company Composition for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US9488042B2 (en) 2014-04-17 2016-11-08 Saudi Arabian Oil Company Chemically-induced pulsed fracturing method
US10053614B2 (en) 2014-04-17 2018-08-21 Saudi Arabian Oil Company Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US10308862B2 (en) 2014-04-17 2019-06-04 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US10442978B2 (en) 2014-04-17 2019-10-15 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US10442977B2 (en) 2014-04-17 2019-10-15 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US10450499B2 (en) 2014-04-17 2019-10-22 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US11414972B2 (en) 2015-11-05 2022-08-16 Saudi Arabian Oil Company Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs
US11739616B1 (en) 2022-06-02 2023-08-29 Saudi Arabian Oil Company Forming perforation tunnels in a subterranean formation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4215001A (en) Methods of treating subterranean well formations
US5226479A (en) Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker
EP2287440B1 (en) Compositions and their use for sealing subterranean zones
US6046140A (en) Acid gels for fracturing subterranean formations
CA2065575C (en) Method and composition for improving the high temperature gel stability of borated galactomannans
US4877894A (en) Hydrocarbon geller and method for making the same
US4610795A (en) Peroxygen breaker systems for well completion fluids
SU1677260A1 (ru) Состав дл изол ции водопритоков в скважину
WO1989007698A1 (en) Delayed in situ crosslinking of acrylamide polymers for oil recovery applications in high-temperature formations
NO173522B (no) Vandig gel og fremgangsmaate for behandling av underjordiske formasjoner
CA2315544A1 (en) Fracturing method using aqueous or acid based fluids
US5069281A (en) Process for enhanced delayed in situ gelation of chromium polyacrylamide gels
NO148787B (no) Blanding til syrebehandling av poroese undergrunnsformasjoner og anvendelse av samme
US4564070A (en) Hydrocarbon recovery process using an in situ silicate/polymer gel
AU686675B2 (en) High viscosity cross-linked gelled alcohol
US20030162844A1 (en) Aminocarboxylic acid breaker compositions for fracturing fluids
US4690219A (en) Acidizing using n-vinyl lactum/unsaturated amide copolymers
US4133383A (en) Terminating the flow of fluids from uncontrolled wells
US4451389A (en) Aqueous gels
US4752404A (en) Blends of water soluble polymers
US4578201A (en) N-vinyl lactam/unsaturated amide copolymers in thickened acid compositions
RU2754527C1 (ru) Тампонажный полимерный состав для высоких температур
CA2108194C (en) High viscosity crosslinked gelled alcohol
CA2119682C (en) High viscosity alcohol gel for shallow wells
US2986213A (en) Process and composition for hydraulically fracturing formations