RU2137905C1 - Compound for isolation of brine water in well - Google Patents
Compound for isolation of brine water in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2137905C1 RU2137905C1 RU99100405A RU99100405A RU2137905C1 RU 2137905 C1 RU2137905 C1 RU 2137905C1 RU 99100405 A RU99100405 A RU 99100405A RU 99100405 A RU99100405 A RU 99100405A RU 2137905 C1 RU2137905 C1 RU 2137905C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- fatty acids
- synthetic fatty
- sodium
- Prior art date
Links
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title abstract 3
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 title abstract 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 18
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 5
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims abstract 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 58
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 3
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical class [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical class [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 239000002173 cutting fluid Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- YLGXILFCIXHCMC-JHGZEJCSSA-N methyl cellulose Chemical compound COC1C(OC)C(OC)C(COC)O[C@H]1O[C@H]1C(OC)C(OC)C(OC)OC1COC YLGXILFCIXHCMC-JHGZEJCSSA-N 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000019351 sodium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока в процессе бурения и ремонта скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтегазонасыщенных пластов, ликвидации заколонных перетоков и выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, а также для снижения проницаемости фильтрационной корки и зоны кольматации перед цементированием ствола скважины. The invention relates to the field of oil production and can be used to isolate the zones of absorption or restriction of water inflow during the drilling and repair of wells, to create a waterproof screen when uncoupling water-saturated and oil-and-gas-saturated formations, to eliminate annular cross-flows and to align injectivity profiles of injection wells, as well as to reduce permeability of filtration wells crusts and mud zones before cementing the wellbore.
Известен осадко- и гелеобразующий состав для изоляции водопритока и выравнивания профиля приемистости пласта, содержащий акриловый полимер (гивпан), силикат натрия (жидкое стекло), хлористый кальций и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: гивпан - 1,0-5,0; силикат натрия - 0,33-3,0; хлористый кальций - 2,0-5,0; вода - остальное (см., например. Патент РФ N 2064571, кл. E 21 B 33/138, от 1994 г.). Known sedimentary and gel-forming composition for isolating water inflow and leveling the injectivity profile of the formation, containing acrylic polymer (givpan), sodium silicate (water glass), calcium chloride and water in the following ratio, wt. %: givpan - 1.0-5.0; sodium silicate - 0.33-3.0; calcium chloride - 2.0-5.0; water - the rest (see, for example, RF Patent N 2064571, class E 21 B 33/138, 1994).
Недостатком известного состава являются его низкая водоизолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах, низкая адгезия образующегося осадка к породам пласта. Это объясняется тем, что акриловый полимер (гивпан) мгновенно коагулирует в высокоминерализованной воде, образуя осадки, и при проведении изоляционных работ состав в первую очередь проникает по высокопроницаемым каналам пласта, оставляя неизолированными мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением. Образующиеся осадки закупоривают сужение каналов при нагнетании состава в пласт, но при выравнивании давлений осадки под действием гравитационных сил способны опускаться в более широкую часть каналов, снижая изоляционный эффект. Технология использования известного состава предусматривает закачку компонентов состава в изолируемый пласт отдельными чередующимися пачками, которые нельзя смешивать предварительно в стволе скважины, что также снижает технологичность состава, а в некоторых геолого-технических условиях, например при протяженном интервале перфорации, делает процесс изоляции неуправляемым. В то же время, технология применения состава исключает селективность изоляции. A disadvantage of the known composition is its low water-insulating ability in heterogeneous permeability formations, low adhesion of the formed sediment to the rocks of the formation. This is because the acrylic polymer (givpan) instantly coagulates in highly mineralized water, forming precipitation, and when conducting insulation work, the composition first penetrates the highly permeable channels of the formation, leaving small pores and cracks with higher filtration resistance uninsulated. The precipitation formed clogs the narrowing of the channels when the composition is injected into the formation, but when the pressure is equalized, the sediments under the influence of gravitational forces can fall into a wider part of the channels, reducing the insulating effect. The technology of using the known composition provides for the injection of the components of the composition into an isolated formation in separate alternating packs that cannot be mixed previously in the wellbore, which also reduces the manufacturability of the composition, and in some geological and technical conditions, for example, with an extended perforation interval, makes the isolation process uncontrollable. At the same time, the technology of applying the composition eliminates the selectivity of insulation.
Кроме того, для приготовления известного состава используют в основном жидкие компоненты (полимер, жидкое стекло - силикат натрия), что делает этот состав нетехнологичным, особенно в зимнее время. In addition, for the preparation of the known composition, mainly liquid components are used (polymer, liquid glass - sodium silicate), which makes this composition non-technological, especially in winter.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является вязкопластичный состав для изоляции пластовых вод в скважине, содержащий гипан, силикат натрия и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: гипан - 3,0-10,0; силикат натрия - 10-30; вода-остальное ( см., например, Авт. свид. N 1329240, кл. E 21 B 33/138, от 1985 г. Этому составу также присущи вышеуказанные недостатки. Так, состав проявляет изолирующие свойства только при смешении с высокоминерализованной пластовой водой, содержащей поливалентные ионы металлов, при этом осадок образуется сразу же после контакта с солями кальция, магния и др., что затрудняет проведение изоляционных работ в пласте. Кроме того, высокое содержание ингредиентов в известном составе повышает его стоимость. Closest to the proposed invention in technical essence is a viscoplastic composition for isolating formation water in a well containing hypane, sodium silicate and water in the following ratio of ingredients, wt.%: Hypane - 3.0-10.0; sodium silicate - 10-30; water-rest (see, for example, Auth. certificate N 1329240, class E 21 B 33/138, 1985. This composition also has the above disadvantages. Thus, the composition exhibits insulating properties only when mixed with highly mineralized formation water, containing polyvalent metal ions, the precipitate is formed immediately after contact with salts of calcium, magnesium, etc., which makes it difficult to conduct insulation work in the reservoir. In addition, the high content of ingredients in the known composition increases its cost.
Целью предлагаемого изобретения является повышение его изолирующей способности в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных коллекторов при наличии пластовых вод разной степени минерализации. The aim of the invention is to increase its insulating ability in conditions of heterogeneous permeability of water and oil and gas saturated reservoirs in the presence of formation water of varying degrees of mineralization.
Дополнительной целью является повышение технологичности состава и снижение его стоимости за счет использования порошкообразных продуктов при общем снижении расхода состава для проведения изоляционных работ и уменьшении содержания компонентов в составе. An additional goal is to increase the manufacturability of the composition and reduce its cost through the use of powdered products with a general reduction in the consumption of the composition for insulation work and a decrease in the content of components in the composition.
Поставленная цель достигается тем, что известный состав для изоляции пластовых вод в скважине, содержащий силикат натрия, полимер и воду, дополнительно содержит продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, в качестве силиката натрия состав содержит метасиликат натрия при соотношении в нем Na2O: SiO2 ≈ 1,0, а в качестве полимера -оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Метасиликат натрия - 4,01-40,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,5 - 3,0
Оксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,45
Вода - Остальное
Повышение изолирующих свойств заявляемого состава объясняется, на наш взгляд, следующим. Введение солестойкого полимера - ОЭЦ предотвращает мгновенное выпадение осадка при взаимодействии реагентов с пластовой водой, дополнительный ввод в состав добавки-продукта на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, обеспечивает образование объемного осадка не только в присутствии солей поливалентных металлов, но и солей натрия и калия. При заявляемом сочетании реагентов и их соотношении компонентов обеспечивается сохранение вязкости состава в высокоминерализованной пластовой воде и образование более объемного гелеобразного осадка в пластовой воде любой минерализации. За счет этого при поступлении высоковязкого состава в пласт проницаемость фильтрационных каналов быстро снижается, увеличивается фильтрационное сопротивление высокопроницаемых каналов и в результате изоляционный состав одновременно проникает и в более мелкие каналы. Это приводит к увеличению охвата пласта изоляционным составом при меньшем расходе состава.This goal is achieved by the fact that the known composition for isolating produced water in the well, containing sodium silicate, polymer and water, additionally contains a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids, containing at least 30% solids, not less than 1.7 mEq / l sodium soaps of synthetic fatty acids and not more than 1.0% free alkali, based on the dry residue, as sodium silicate, the composition contains sodium metasilicate with a ratio of Na 2 O: SiO 2 ≈ 1.0, and the quality of the polymer is oxyethylcell yulozu (TEV), in the following ratio, wt.%:
Sodium Metasilicate - 4.01-40.0
The specified product on the basis of saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids (in terms of active basis) - 0.5 - 3.0
Oxyethyl cellulose - 0.1-0.45
Water - Else
The increase in the insulating properties of the claimed composition is explained, in our opinion, as follows. The introduction of a salt-resistant polymer - OEC prevents instant precipitation during the interaction of reagents with produced water, additional introduction of a product additive based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids, provides the formation of a bulk precipitate not only in the presence of polyvalent metal salts, but also sodium salts and potassium. With the claimed combination of reagents and their ratio of components, the viscosity of the composition is maintained in highly mineralized formation water and the formation of a more voluminous gel-like precipitate in the formation water of any mineralization. Due to this, when a highly viscous composition enters the formation, the permeability of the filtration channels rapidly decreases, the filtration resistance of the highly permeable channels increases, and as a result, the insulation composition penetrates into smaller channels at the same time. This leads to an increase in the coverage of the formation with an insulating composition with a lower consumption of the composition.
Для приготовления заявляемого состава в лабораторных условиях использованы следующие вещества:
1. Оксиэтилцеллюлоза марки TYLOSE EHM фирмы "Hoechst";
2. Продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, ТУ 84-07509103.454-96; выпускается под торговой маркой "Водоэмульсионный концентрат ЭМКО" в качестве смазочно-охлаждающей жидкости.For the preparation of the claimed composition in laboratory conditions, the following substances were used:
1. Oxyethyl cellulose brand TYLOSE EHM company "Hoechst";
2. Product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids, TU 84-07509103.454-96; It is produced under the trademark EMCO Emulsion Concentrate as a cutting fluid.
3. Метасиликат натрия, ТУ 6-18-161-82, производство ПО "Сода", г. Березники. 3. Sodium metasilicate, TU 6-18-161-82, production of PO "Soda", Berezniki.
Предлагаемый состав готовят путем предварительного растворения ЭМКО в воде и ввода в этот раствор метасиликата натрия и ОЭЦ. Полученную смесь перемешивают. The proposed composition is prepared by pre-dissolving EMCO in water and introducing sodium metasilicate and OEC into this solution. The resulting mixture was stirred.
Нижний предел концентрации компонентов определяется низким эффектом изоляции при содержании ОЭЦ менее 0,1% и метасиликата натрия менее 4%. Верхний предел концентрации определяется высокой вязкостью получаемого состава, затрудняющей продавку композиции в пласт. The lower limit of component concentration is determined by the low insulation effect when the OEC content is less than 0.1% and sodium metasilicate is less than 4%. The upper concentration limit is determined by the high viscosity of the resulting composition, which makes it difficult to sell the composition into the reservoir.
Для оценки изолирующих свойств состава были выполнены сравнительные исследования на моделях насыпных образцов, насыщенных водами различной минерализации. Методика исследований включала определение водопроницаемости образца до и после закачки составов. To assess the insulating properties of the composition, comparative studies were performed on models of bulk samples saturated with waters of various salinity. The research methodology included the determination of the water permeability of the sample before and after the injection of the compositions.
Керновый материал после удаления нефти и высушивания измельчали, просеивали, отбирая две песчаные фракции с размерами 1-2 мм и 0,25-1,0 мм. Полученные фракции тщательно смешивали в соотношении 9:1. Песчаный материал набивали в стеклянную колонку длиной 0,32 м и диаметром 0,02 м, добиваясь равномерного уплотнения. Сначала через модель фильтровали пластовую воду и определяли скорость ее фильтрации в м3/ч (проницаемость по воде K1). Фильтрацию воды осуществляли при постоянном давлении, равном 1,0 м вод.ст. Затем в модель закачивали состав.After removal of oil and drying, the core material was crushed, sieved, and two sand fractions with sizes of 1-2 mm and 0.25-1.0 mm were selected. The resulting fractions were thoroughly mixed in a ratio of 9: 1. Sand material was packed into a glass column 0.32 m long and 0.02 m in diameter, achieving uniform compaction. First, formation water was filtered through the model and its filtration rate was determined in m 3 / h (water permeability K 1 ). The water was filtered at a constant pressure equal to 1.0 m water. Then the composition was uploaded to the model.
После завершения закачки состава колонку оставляли на реакцию на 3 ч. Затем осуществляли фильтрацию пластовой воды в обратном направлении и определяли проницаемость K2 после воздействия. По отношению K1/K2 судили об изолирующих свойствах состава. Аналогично проводили эксперимент с известными по прототипу и аналогу составами.After completion of the injection of the composition, the column was allowed to react for 3 hours. Then, formation water was filtered in the opposite direction and the K 2 permeability was determined after exposure. In relation to K 1 / K 2 judged on the insulating properties of the composition. Similarly, an experiment was conducted with compositions known for the prototype and analogue.
Данные о водоизолирующих свойствах предлагаемого и известных составов приведены в таблице 1. Data on the water-insulating properties of the proposed and known compositions are shown in table 1.
Результаты исследований свидетельствуют о сравнительно высокой эффективности изоляции пластовых вод предлагаемым составом и превосходстве предлагаемого состава по водоизолирующим свойствам над прототипом и аналогом. Так, после обработки пористой среды заявляемым составом проницаемость снизилась в 420-1354 раза, в то время как при использовании состава по прототипу проницаемость снизилась в 25,6 раза, а при использовании состава по аналогу - в 20,3 раза. The research results indicate a relatively high efficiency of isolation of produced water by the proposed composition and the superiority of the proposed composition in terms of waterproofing properties over the prototype and analogue. So, after processing the porous medium with the claimed composition, the permeability decreased by 420-1354 times, while when using the composition according to the prototype, the permeability decreased by 25.6 times, and when using the composition by analogue - by 20.3 times.
Определение эффективности использования заявляемого состава для дополнительной изоляции кольматационного экрана и фильтрационной корки перед цементированием проводили по следующей методике. Determining the effectiveness of the use of the claimed composition for additional insulation of the clogging screen and filter cake before cementing was carried out according to the following method.
На фильтр-прессе фирмы OFI формировали фильтрационную корку бурового раствора в динамических условиях (nc=600 об/мин) при Δ P=0,2 МПа в течение 30 минут. Через сформированную корку фильтровали предлагаемый состав в статических условиях при Δ P=0,2 МПа в течение 30 минут. Затем фильтровали тампонажный состав в динамических условиях (nc=100 об/мин) при Δ P=0,7 МПа в течение 30 минут.On the OFI filter press, a mud cake was formed under dynamic conditions (n c = 600 rpm) at Δ P = 0.2 MPa for 30 minutes. Through the formed crust, the proposed composition was filtered under static conditions at Δ P = 0.2 MPa for 30 minutes. Then the grouting composition was filtered under dynamic conditions (n c = 100 rpm) at Δ P = 0.7 MPa for 30 minutes.
Порядок исследований был следующим. The order of research was as follows.
При подготовке прибора к работе в камеру вкладывалась металлическая сетка и 2 бумажных фильтра "синяя лента". Буровой раствор готовился в объеме, достаточном для заполнения камеры (~ 400 мл) и заливался в камеру. Крышка прибора закрывалась и подавалось давление -0,2 МПа. Раствор выдерживался при этом давлении в течение 30 минут с постоянным перемешиванием. Затем давление сбрасывалось, крышка прибора снималась и остатки раствора сливались в приготовленные емкости. Прибор не разбирался. Затем в камеру заливался необходимый объем изоляционного состава и выдерживался при давлении 0,2 МПа в течение 30 минут без перемешивания. После этого состав сливался и заливался цементный раствор. При давлении 0,7 МПа в течение 30 минут с перемешиванием определялась динамика фильтрации цементного раствора. When preparing the device for operation, a metal mesh and 2 blue ribbon paper filters were inserted into the chamber. Drilling fluid was prepared in a volume sufficient to fill the chamber (~ 400 ml) and poured into the chamber. The instrument cover was closed and a pressure of -0.2 MPa was applied. The solution was maintained at this pressure for 30 minutes with constant stirring. Then the pressure was released, the lid of the device was removed and the remaining solution was poured into the prepared containers. The device did not understand. Then, the required volume of the insulating composition was poured into the chamber and maintained at a pressure of 0.2 MPa for 30 minutes without stirring. After that, the composition was merged and cement mortar was poured. At a pressure of 0.7 MPa for 30 minutes with stirring, the dynamics of cement filtration was determined.
По изменению объема фильтрата цементного раствора до обработки фильтрационной корки заявляемым составом и после обработки судили о снижении проницаемости зоны кольматации и повышении устойчивости к воздействию фильтрата цементного раствора. Результаты исследований приведены в таблице 2. By changing the volume of the cement slurry before processing the filter cake with the claimed composition and after processing, it was judged to reduce the permeability of the zone of clogging and increase the resistance to the effect of the cement slurry. The research results are shown in table 2.
По результатам исследований отмечено, что проницаемость фильтрационной корки бурового раствора после обработки предлагаемым составом существенно снижается по сравнению с прототипом и аналогом. Так, после обработки пористой среды заявляемым составом проницаемость снизилась в 6,1-11,1 раз, в то время как при использовании состава по прототипу проницаемость снизилась в 2,5 раза, а при использовании состава по аналогу-в 2,8 раз. According to the results of the studies, it was noted that the permeability of the filter cake of the drilling fluid after treatment with the proposed composition is significantly reduced in comparison with the prototype and analogue. So, after processing the porous medium with the claimed composition, the permeability decreased by 6.1-11.1 times, while when using the composition according to the prototype, the permeability decreased by 2.5 times, and when using the composition according to the analogue, by 2.8 times.
Технология изоляции пластовых вод в скважинах заявляемым составом не отличается от общеизвестной. При попадании в обводненный пласт и смешении его с пластовой водой, содержащей ионы одно- и поливалентных металлов, происходит образование гелеобразных, аморфных и кристаллических осадков, которые имеют высокую адгезию к поверхности породы и меняют фазовую проницаемость водоносного пласта. В нефтенасыщенных интервалах тампонирующая масса не образуется. The technology of isolation of produced water in wells by the claimed composition does not differ from the well-known. When it enters a flooded formation and mixes it with formation water containing monovalent and polyvalent metal ions, gel-like, amorphous, and crystalline sediments are formed, which have high adhesion to the rock surface and change the phase permeability of the aquifer. In oil-saturated intervals, a plugging mass is not formed.
При использовании предлагаемого состава в промысловых условиях обеспечивается повышение эффективности изоляционных работ в 1,5-2 раза, в сравнении с традиционными составами на основе силикатов натрия и акриловых полимеров, при ликвидации заколонных перетоков и выравнивании профиля приемистости скважин, изоляции зон поглощения и водопроявления при бурении скважин, создании изоляционного экрана в пластах с водонефтяной зоной, снижении проницаемости зоны кольматации ПЗП, сформированной в процессе бурения, для предупреждения раствора при креплении скважин. When using the proposed composition in field conditions, it is possible to increase the efficiency of insulation by 1.5-2 times, compared with traditional compositions based on sodium silicates and acrylic polymers, while eliminating annular flows and aligning the profile of the injectivity of wells, isolating the absorption and water zones during drilling wells, creating an insulating screen in formations with a water-oil zone, reducing the permeability of the zone of mudding of the bottomhole formation zone formed during drilling, to prevent a solution of and fixing wells.
Claims (1)
Метасиликат натрия - 4,0 - 10,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,5 - 3,0
Оксиэтилцеллюлоза - 0,1 - 0,45
Вода - ОстальноеComposition for isolating produced water in a well containing polymer, sodium silicate and water, characterized in that the composition additionally contains a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids, containing at least 30% solids, at least 1.7 mg • equiv / l of sodium soaps of synthetic fatty acids and not more than 1.0% free alkali, based on the dry residue, the composition contains hydroxyethyl cellulose as a polymer, and sodium metasilicate as sodium silicate with a ratio of Na 2 O: SiO 2 ≈ 1 , 0, following the total ratio of ingredients, wt. %:
Sodium metasilicate - 4.0 - 10.0
The specified product on the basis of saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids (in terms of active basis) - 0.5 - 3.0
Oxyethyl cellulose - 0.1 - 0.45
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99100405A RU2137905C1 (en) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Compound for isolation of brine water in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99100405A RU2137905C1 (en) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Compound for isolation of brine water in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2137905C1 true RU2137905C1 (en) | 1999-09-20 |
Family
ID=20214461
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99100405A RU2137905C1 (en) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Compound for isolation of brine water in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2137905C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186363C1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of determining waterproofing properties of compositions for waterproofing the producing wells |
| RU2211913C1 (en) * | 2001-12-13 | 2003-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Method of isolation of intake formations in well |
| RU2215135C1 (en) * | 2002-12-05 | 2003-10-27 | Гафаров Шамиль Анатольевич | Water shutoff composition |
| RU2351631C1 (en) * | 2007-08-13 | 2009-04-10 | Александр Илларионович Миков | Back filling composition |
| CN102169115A (en) * | 2010-12-29 | 2011-08-31 | 中国石油天然气集团公司 | Method for solving formation water salinity by rock core |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3592267A (en) * | 1969-06-27 | 1971-07-13 | Shell Oil Co | Method of consolidating an unconsolidated sand |
| US3656550A (en) * | 1970-09-08 | 1972-04-18 | Amoco Prod Co | Forming a barrier between zones in waterflooding |
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| US4662448A (en) * | 1986-04-25 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method using sodium silicate to seal formation |
| SU1312156A1 (en) * | 1985-04-29 | 1987-05-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Formation isolating method |
| RU2015305C1 (en) * | 1992-05-21 | 1994-06-30 | Малое государственное предприятие "Приоритет" | Compound for selective shutoff of formation water |
| SU1329240A1 (en) * | 1985-04-10 | 1995-08-09 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Compound for water shutoff in wells |
| RU2064571C1 (en) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery |
| RU2120539C1 (en) * | 1996-10-08 | 1998-10-20 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Nonsetting grouting composition |
-
1999
- 1999-01-18 RU RU99100405A patent/RU2137905C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3592267A (en) * | 1969-06-27 | 1971-07-13 | Shell Oil Co | Method of consolidating an unconsolidated sand |
| US3656550A (en) * | 1970-09-08 | 1972-04-18 | Amoco Prod Co | Forming a barrier between zones in waterflooding |
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| SU1329240A1 (en) * | 1985-04-10 | 1995-08-09 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Compound for water shutoff in wells |
| SU1312156A1 (en) * | 1985-04-29 | 1987-05-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Formation isolating method |
| US4662448A (en) * | 1986-04-25 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method using sodium silicate to seal formation |
| RU2015305C1 (en) * | 1992-05-21 | 1994-06-30 | Малое государственное предприятие "Приоритет" | Compound for selective shutoff of formation water |
| RU2064571C1 (en) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery |
| RU2120539C1 (en) * | 1996-10-08 | 1998-10-20 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Nonsetting grouting composition |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186363C1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of determining waterproofing properties of compositions for waterproofing the producing wells |
| RU2211913C1 (en) * | 2001-12-13 | 2003-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Method of isolation of intake formations in well |
| RU2215135C1 (en) * | 2002-12-05 | 2003-10-27 | Гафаров Шамиль Анатольевич | Water shutoff composition |
| RU2351631C1 (en) * | 2007-08-13 | 2009-04-10 | Александр Илларионович Миков | Back filling composition |
| CN102169115A (en) * | 2010-12-29 | 2011-08-31 | 中国石油天然气集团公司 | Method for solving formation water salinity by rock core |
| CN102169115B (en) * | 2010-12-29 | 2013-07-31 | 中国石油天然气集团公司 | Method for solving formation water salinity by rock core |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3375872A (en) | Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| RU2137905C1 (en) | Compound for isolation of brine water in well | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2255209C1 (en) | Method for shutting a well | |
| RU2078919C1 (en) | Composition for restriction of influx of formation waters | |
| RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
| RU2475622C1 (en) | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells | |
| RU2013521C1 (en) | Method for isolation of water encroached beds | |
| RU2117144C1 (en) | Method for recovery of residual oil | |
| RU2137906C1 (en) | Method of preparing wells to cementation | |
| RU2010948C1 (en) | Method of isolating lost-circulation zones and formation water inflow into well | |
| RU2105878C1 (en) | Compound for limiting inflow of brine water | |
| RU2061853C1 (en) | Fluid-sand carrier for hydraulic stratum rupture | |
| RU2136716C1 (en) | Clayless drilling fluid | |
| RU2112780C1 (en) | Low-silicate drilling mud | |
| SU962595A1 (en) | Method of isolating formation water inflow | |
| SU1724855A1 (en) | Gel-forming cementation composition for insulation cavity part of hole shaft during drilling processes | |
| RU2083799C1 (en) | Compound for isolation of high-permeable zones of reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080119 |