SU1677260A1 - Состав дл изол ции водопритоков в скважину - Google Patents
Состав дл изол ции водопритоков в скважину Download PDFInfo
- 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
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)
- 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.%:Полиакриламид0,30-1,25Нитрит натри 0,65-2,60Хлористый аммоний 0,48-1,90 Сол на кислота0,11-0,18Бихромат натри или кали 0,01-0,10ВодаОстальное
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)
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 |
-
1989
- 1989-06-12 SU SU894718727A patent/SU1677260A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
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)
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 |