SU1758209A1 - Grouting mortar for hydroinsulation of seams - Google Patents
Grouting mortar for hydroinsulation of seams Download PDFInfo
- Publication number
- SU1758209A1 SU1758209A1 SU904816418A SU4816418A SU1758209A1 SU 1758209 A1 SU1758209 A1 SU 1758209A1 SU 904816418 A SU904816418 A SU 904816418A SU 4816418 A SU4816418 A SU 4816418A SU 1758209 A1 SU1758209 A1 SU 1758209A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- composition
- chloride
- water
- sodium
- carboxymethylcellulose
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Сущность изобретени ; состав содержит 0 6-1.0% полидиметилдиаллиламмо- нийхлорида, 2,5-4,0% натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы, 2,0-10,0% хлористого натри , воду - остальное. Ввод т карбоксиметилцеллюлозу Перемешивают до полного растворени Характеристика состава- эффективность изол ции в диапазоне значений рН от 1 до 14 85-100% 1 таблSummary of the Invention; The composition contains 0 6-1.0% polydimethyldiallylammonium chloride, 2.5-4.0% sodium carboxymethylcellulose, 2.0-10.0% sodium chloride, and water the rest. Carboxymethylcellulose is injected. Stir until complete dissolution. Characterization of composition - insulation efficiency in the range of pH values from 1 to 14 85-100% 1 table
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам дл гидроизол ции пластов, и может быть использовано дл ограничени водо- притока в скважину при добыче нефти и регулировани заводнени нефт ных пластовThe invention relates to the oil industry, in particular, compositions for hydroisolation of formations, and can be used to limit the water inflow into the well in oil production and control the flooding of oil reservoirs.
Известен состав дл гидроизол ции пласта в скважине, представл ющий собой водный раствор гипанз (анионозктивный полимер) и раствор гелеобразовател - соли многовалентного металла (CaCi2. MgCh АЮз и т д). которые доставл ютс в пласт путем последовательной закачкиA known composition for hydroisolation of the formation in the well, which is an aqueous solution of hypanses (anion-active polymer) and a solution of the gelling agent, is a salt of a multivalent metal (CaCi2. MgCh ACU and so on). which are delivered to the formation by sequential injection
Недостатком этого способа вл етс низка эффективность гидроизол ции пласта , обусловленна частичным растворением в пресной воде образующегос осадка.The disadvantage of this method is the low effectiveness of the hydroisolation of the formation, due to the partial dissolution in fresh water of the resulting sediment.
Наиболее близким к предлагаемому вл етс состав дл гидроизол ции пласта, представл ющий собой смесь гипана (анио- ноэкгивный полимер) и поли-М.М-диметил- 5,3-метиленпиперидиний хлоридаThe closest to the present invention is the composition for hydroisolation of the reservoir, which is a mixture of hypane (anionoexctive polymer) and poly-M.M-dimethyl-5,3-methylenepiperidinium chloride
(слабоосновной катионоактивный полимер) в водном растворе NaCI, при концентрации последнего 5-7 мас.%. В пласт последовательно закачивают указанный состав, водный раствор NaCI (конц 5-7 мас.%) и воду. При смешении указанных растворов в пористой среде происходит образование нерастворимого в воде полиэлектролитного комплекса (ПЭК), который, выпада в виде осадка, закупоривает поры и резко снижает проницаемость водоносного пласта.(weakly basic cationic polymer) in an aqueous solution of NaCI, at a concentration of the latter 5-7 wt.%. The specified composition, an aqueous solution of NaCI (conc. 5-7 wt.%) And water are sequentially pumped into the formation. When these solutions are mixed in a porous medium, the formation of a water-insoluble polyelectrolyte complex (PEC) occurs, which, as a sediment, precipitates, clogs the pores and drastically reduces the permeability of the aquifer.
Недостатком известного состава вл етс низка эффективность гидроизол ции в породах, создающих щелочную среду, например в карбонатных, так как указанный ПЭК растворим в щелочных средах при рН 7, как это характерно дл ПЭК, образованных поликатионами слабоосновной природыA disadvantage of the known composition is the low efficiency of hydroisolation in rocks that create an alkaline medium, for example, in carbonate, since this PEC is soluble in alkaline media at pH 7, as is characteristic of PECs, formed by polycations of a weakly basic nature
Цель изобретени - улучшение тампонирующих свойств состава за счет повышени устойчивости образующегос осадка во всем диапазоне значений рН от 1 до 14The purpose of the invention is to improve the tamping properties of the composition by increasing the stability of the formed precipitate over the whole range of pH values from 1 to 14
(Л(L
СWITH
vi елvi ate
0000
ю оyoo o
Указанна цель достигаетс тем, что тампонирующий состав дл гидроизол ции пласта в скважине, включающий смесь полимеров , Nad и воду, в качестве смеси полимеров содержит натриевую соль карбоксимети л целлюлозы (анионоактив- ный полимер) и полидиметилдиаллиламмо- ний хлорид (сильноосновной катионоактивный полимер) в эквимол рном соотношении при следующем содержании компонентов, мас,%:This goal is achieved by the fact that the plugging composition for hydroisolation of a formation in a well, including a mixture of polymers, Nad and water, contains sodium carboxymethyl cellulose (anionic polymer) and polydimethyldiyl ammonium chloride (highly basic cationic polymer) as a mixture of polymers equimolar ratio with the following content of components, wt,%:
ПолидиМетилдиаЯлиламмоний хлорид (ВГЖ-402)0,6-1,0Polydimethyldiallylammonium chloride (VGZh-402) 0,6-1,0
Натриева соль карбоксиметил- целлюлозы (КМЦ)2,5-4,0Sodium salt of carboxymethylcellulose (CMC) 2.5-4.0
Хлористый натрий2,0-10,0Sodium Chloride 2.0-10.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Пример 1. В емкость, снабженную мешалкой, заливают 10 мл раствора ВПК- 402 (ТУ 6-05-2009-86), добавл ют при перемешивании 340 мл 3%-ного раствора NaCI и затем также при перемешивании 9,8 г КМЦ (ОСТ 6-05-386-80). Перемешивание продолжают 4-3 ч до полного растворени КМЦ. Содержание компонентов, мас.%: КМЦ2,8 (0,04 осн-м/л)Example 1. In a container equipped with a stirrer, pour 10 ml of the BPC-402 solution (TU 6-05-2009-86), add 340 ml of a 3% NaCl solution with stirring and then also 9.8 g CMC with stirring ( OST 6-05-386-80). Stirring is continued for 4-3 hours until complete dissolution of CMC. The content of components, wt.%: CMC2.8 (0.04 bas-m / l)
ВПК-4020,7 (0,04 осн-м/л)MIC-4020.7 (0.04 DOS-m / l)
NaCI3,0NaCI3.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Пример 2. Состав приготавливают как описано в примере 1. Содержание компонентов , мас.%:Example 2. The composition is prepared as described in example 1. The content of components, wt.%:
КМЦ2,5 (О.ОЗТ осн-м/л)CMC2.5 (OOZT osn-m / l)
ВПК-4020.6 (0,037 осн-м/л)VPK-4020.6 (0.037 bas-m / l)
NaCI2,0NaCI2.0
ВодаОстальноеWaterEverything
П р и м е р Х3. Состав приготавливают согласно примеру 1. Содержание компонентов , мас.%:PRI me R X3. The composition is prepared according to example 1. The content of components, wt.%:
- КМЦ4,0 (0,06 осн-м/л)- KMTs4,0 (0,06 wasn-m / l)
ВПК-4021,0 (0,06 осн-м/л)VPK-4021.0 (0.06 bas-m / l)
NaCI10,0NaCI10.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Пример 4. КЮмл раствора ВПК-402 добавл ют при перемешивании 340 мл 1 %- ного раствора NaCI и затем 9,8 г КМЦ. Растворение порошка КМЦ сопровождаетс выпадением гелеобразного осадка ПЭК. Состав непригоден дл закачки в пласт. Содержание компонентов, мас.%:Example 4. A vase of VPK-402 solution is added with stirring 340 ml of a 1% solution of NaCl and then 9.8 g of CMC. The dissolution of the CMC powder is accompanied by the precipitation of the gelled PEC precipitate. The composition is not suitable for injection into the reservoir. The content of components, wt.%:
КМЦ2,8 (0,04 осн-м/л)CMC2.8 (0.04 osn-m / l)
ВПК-4020,7 (0,04 осн-м/л)MIC-4020.7 (0.04 DOS-m / l)
NaCl1,0NaCl1.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Пример 5. Состав приготавливают как описано ранее. Содержание компонентов , мас.%:Example 5. The composition is prepared as described previously. The content of components, wt.%:
КМЦ2,8 (0,04 осн-м/л)CMC2.8 (0.04 osn-m / l)
ВПК-4020,7 (0,04 осн-м/л)MIC-4020.7 (0.04 DOS-m / l)
NaCI11,0NaCI11.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Пример 6. Состав приготавливают как описано ранее. Содержание компонентов , мас.%:Example 6. The composition is prepared as described previously. The content of components, wt.%:
КМЦ1,86 (0,03 осн-м/л)CMC 1.86 (0.03 DOS-m / l)
ВПК-4020,47 (0,03 осн-м/л)MIC-4020.47 (0.03 DOS-m / l)
NaCI3,0NaCI3.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Пример 7. Состав приготавливают как описано ранее. Содержание компонентов , мас.%:Example 7. The composition is prepared as described previously. The content of components, wt.%:
КМЦ5,6 (0,09 осн-м/л)CMC5.6 (0.09 DOS-m / L)
ВПК-4021,4 (0,09 осн-м/л)MIC-4021.4 (0.09 DOS-m / l)
NaCI3,0NaCI3.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Пример 8. Состав приготавливают как описано ранее. Содержание компонентов , мас.%:Example 8. The composition is prepared as described previously. The content of components, wt.%:
КМЦ3,7 (0.06 осн-м/л)KMTs3,7 (0.06 osn-m / l)
ВПК-4020,6 (0,037 осн-м/л)MIC-4020.6 (0.037 dm-m / l)
NaCI3,0NaCI3.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Эффективность гидроизол ции пластов тампонирующим составом оценивают на насыпных модел х пласта. Модель пласта представл ет собой металлическую трубку (длиной 50 см, площадью поперечного сечени 6,4 см2), набитую кварцевым песком оп- ределеннойфракции.ПослеThe effectiveness of reservoir hydroisolation by plugging composition is assessed on bulk reservoir models. The formation model is a metal tube (50 cm long, cross-sectional area 6.4 cm2), filled with quartz sand of a certain fraction. After
вакуумировани модель насыщают пресной водой с заданным значением рН, определ ют исходную проницаемость по воде, затем в модель закачивают последовательно тампонирующий состав и гелеобразователь(во- да). После выдержки в течение 15-20 ч через модель в обратном направлении прокачива- ю г воду и вновь определ ют проницаемость по воде. Перепад давлени между торцами модели пласта составл ет 0,05 МПа. Эффект изол ции определ ли по формуле:vacuum model is saturated with fresh water with a given pH value, initial water permeability is determined, then plugging composition and gelling agent (water) are injected into the model successively. After soaking for 15–20 h through the model in the opposite direction, pumping water and water permeability is again determined. The differential pressure between the ends of the formation model is 0.05 MPa. The effect of isolation is determined by the formula:
Ki - К2 KiKi - K2 Ki
х 100%,x 100%
где Ki - проницаемость по воде до закачки реагента;where Ki is the water permeability before the injection of the reagent;
Кг - проницаемость по воде после закачки реагента.Kg - water permeability after injection of the reagent.
Сравнительные данные по качеству там- локирующего состава приведены в таблицеComparative data on the quality of the tampering compound is given in the table.
Таким образом, предлагаемый тампонирующий состав в отличие от прототипа сохран ет изолирующую эффективность (98-100%) во всем интервале значений рН и поэтому пригоден дл изол ции как кислых так и щелочных пород.Thus, the proposed plugging composition, unlike the prototype, retains the insulating efficiency (98-100%) over the entire range of pH values and is therefore suitable for isolating both acidic and alkaline rocks.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904816418A SU1758209A1 (en) | 1990-04-17 | 1990-04-17 | Grouting mortar for hydroinsulation of seams |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904816418A SU1758209A1 (en) | 1990-04-17 | 1990-04-17 | Grouting mortar for hydroinsulation of seams |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1758209A1 true SU1758209A1 (en) | 1992-08-30 |
Family
ID=21509450
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU904816418A SU1758209A1 (en) | 1990-04-17 | 1990-04-17 | Grouting mortar for hydroinsulation of seams |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1758209A1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998048144A1 (en) * | 1997-04-23 | 1998-10-29 | Oil-Pt Rohölförderung-Consulting Gmbh | Process for improving the petroleum output of a petroleum-bearing layer |
| WO1999051855A1 (en) * | 1998-04-02 | 1999-10-14 | Oskar Schmidt | Method for improving the delivery of crude oil from a petroliferous bed |
| WO1998042806A3 (en) * | 1997-03-21 | 2000-08-24 | P O C Oil Industry Technology | Additive and process for stabilizing liquid hydrocarbon fuels against biological degrading |
-
1990
- 1990-04-17 SU SU904816418A patent/SU1758209A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Газизов А. Ш. Маслов И. И. Селективна изол ци притока пластовых вод в нефт ные скважины М , 1977, с 19-27 Авторское свидетельство СССР № 1321806,кл Е 21 В 33/138, 1987 * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1998042806A3 (en) * | 1997-03-21 | 2000-08-24 | P O C Oil Industry Technology | Additive and process for stabilizing liquid hydrocarbon fuels against biological degrading |
| WO1998048144A1 (en) * | 1997-04-23 | 1998-10-29 | Oil-Pt Rohölförderung-Consulting Gmbh | Process for improving the petroleum output of a petroleum-bearing layer |
| WO1999051855A1 (en) * | 1998-04-02 | 1999-10-14 | Oskar Schmidt | Method for improving the delivery of crude oil from a petroliferous bed |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3615794A (en) | Sealing composition and method | |
| US4613631A (en) | Crosslinked polymers for enhanced oil recovery | |
| US4524829A (en) | Method of altering the permeability of a subterranean formation | |
| US4658898A (en) | Oil reservoir permeability control using polymeric gels | |
| US5355954A (en) | Utilizing drilling fluid in well cementing operations | |
| RU2060358C1 (en) | Method for decreasing or complete stopping water inflow into development well in production of oil and/or gaseous hydrocarbons | |
| US4716966A (en) | Amino resin modified xanthan polymer gels for permeability profile control | |
| US4455169A (en) | Salt water cement slurries and water loss reducing additives therefor | |
| SA91120183B1 (en) | Foam to improve displacement efficiency in petroleum-bearing subterranean formations | |
| CA1275356C (en) | Method of reducing permeability in subterranean formation by use ofalkali metal silicate foam | |
| US4487867A (en) | Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation | |
| US4714113A (en) | Alkaline water flooding with a precipitation inhibitor for enhanced oil recovery | |
| US4630678A (en) | In-situ formation of polyvalent metal ions for crosslinking polymers within carbonate rock-containing reservoirs | |
| RU2065442C1 (en) | Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives | |
| SU1758209A1 (en) | Grouting mortar for hydroinsulation of seams | |
| JPH0134555B2 (en) | ||
| US4487866A (en) | Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| US4830108A (en) | Amino resin modified xanthan polymer foamed with a chemical blowing agent | |
| US4447364A (en) | Method for the preparation of liquid aluminum citrate | |
| US4676930A (en) | Zirconium crosslinked gel compositions, methods of preparation and application in enhanced oil recovery | |
| US3811508A (en) | Methods for selective plugging | |
| US3866684A (en) | Methods for selective plugging | |
| US3865189A (en) | Methods for selective plugging | |
| US5103907A (en) | Steam injection profile control agent and process | |
| CN109294540A (en) | A kind of profile control agent of oil deposit deep part and preparation method thereof of resistance to high mine degree |