SU1663182A1 - Способ изол ции притока воды в скважину - Google Patents
Способ изол ции притока воды в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- SU1663182A1 SU1663182A1 SU894669265A SU4669265A SU1663182A1 SU 1663182 A1 SU1663182 A1 SU 1663182A1 SU 894669265 A SU894669265 A SU 894669265A SU 4669265 A SU4669265 A SU 4669265A SU 1663182 A1 SU1663182 A1 SU 1663182A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- solution
- polymer
- dimethylformamide
- mechanical
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 230000004941 influx Effects 0.000 title 1
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 claims 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 claims 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 28
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 14
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 10
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- WHQSYGRFZMUQGQ-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylformamide;hydrate Chemical compound O.CN(C)C=O WHQSYGRFZMUQGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей пром-сти. Цель - повышение эффективности изол ции за счет снижени механической и окислительной деструкции полиакриламида. В водный раствор полиакриламида предварительно ввод т N1N - диметилформамид соотношений 1 мас.ч. диметилформамида и 0,35 - 0,55 мас.ч. воды. Полимер в таком состо нии существует неограниченное врем и не подвергаетс механической или окислительной деструкции. Приготовленный раствор обладает в зкостью 0,02 - 0,1 Па.с что позвол ет закачивать его в пласт. После закачки раствора полимера в скважину закачиваетс водный раствор сшивател - бихромат кали . При изол ции с помощью водного раствора полиакриламида с добавкой диметилформамида исключаютс механическа и окислительна деструкции полимера, в результате чего повышаютс в зкость и прочность полимера, а следовательно, водоизол ционные свойства. 1 ил.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изол ции водопритока в добывающие скважины дл регулировани профил приемистости нагнетательных скважин.
Целью изобретени вл етс повышение эффективности изол ции притока воды в скважину за счет снижени механической и окислительной деструкции полизкрилами- да (ПАА).
Способ изол ции притока воды в скважину включает последовательное закачивание в скважину водного раствора полиакриламида и сшивающего агента, при этом в водный раствор полиакриламида предварительно ввод т N.N-диметилформа- мида (ДМФА), в количестве 1 мае ч ДМ ФА KJL35-0.55 мас.ч. воды
Способ осуществл ют следующим образом .
Готов т раствор полиакриламида (ПАА) в смеси вода ДМФА, вз того в соотношении 0,35-0,55 1, путем механического перемещени в течение 30 мин При этом образуетс раствор с частично растворенным полимером Состо ние полимера в таком растворе - промежуточное между суспензией и раствором. Полимер в таком растворе имеет надмолекул рную структуру, те структуру, состо щую из макромолекул Данна структура стабилизирована N.N-ди- метилформамидом, полимер в таком состо нии существует неограниченное врем и не подвергаетс как механической, так и окислительной деструкции Приготовленный таким образом раствор обладает о
СА 00
ю
стью 0,02-0,1 Па с, что позвол ет закачивать его в пласт.
После закачки раствора полимера в скважину закачиваетс водный раствор сшивател - бихромат кали .
При контакте раствора ПАА с пластовой водой и раствором сшивател происходит сшивание полимера, заключающеес в превращении надмолекул рной структуры полимера в трехмерную сетчатую структуру, обладающую резиноподобными свойствами и высоким закупоривающим эффектом. Следует также указать, что предлагаемый способ позвол ет использовать дл аодоизол ции растворы ПАА с концентра- цией более 1% (до 5%). Закачка таких растворов не составл ет трудностей, так как они малов зки и текучи. Применение растворов с повышенным содержанием ПАА также способствует увеличению прочности сшитого полимера.
Способ водоизол ции с помощью водного раствора ПАА с добавкой ДМФА исключает механическую и окислительную деструкцию полимера и дает возможность использовать высококонцентрированные растворы ПАА, в результате этого повышаютс в зкость и прочность полимера, а следовательно , водоизол ционные свойства.
Способ проверен в лабораторных уело- .ви х следующим образом. В качестве модели использовали керн длиной 0,5 м и внутренним диаметром 1,5 см, заполненный песком с размерами частиц 0,1-0,36 мм. Нефть из нефтенасыщенного керна вы- тесн ют пластовой водой до максимальной обводненности выход щих проб жидкости из керна и определ ют начальную водопроницаемость керна (например, в мл/5 мин) при избыточном давлении 0,5 МПа. Затем в керн закачивают водный раствор ПАА с добавкой ДМФА в количестве двух поровых объемов, Перед закачкой раствор подвергаетс механическому и окислительному воздействию путем интенсивного перемешивани с помощью механической мешалки с частотой вращени 1500 об/мин в течение 0,5 ч.
Вслед за раствором ПАА закачивают водный раствор сшивател , например бих- ромат кали (БХК). Через 24 ч закачивают пластовую воду и определ ют конечную водопроницаемость керна при таком же избыточном давлении, рассчитывают относительное снижение исходной прони- цаемости керна по воде К0™ по формуле Котн Кн/Кк, где Кки Кк - начальна и конечна проницаемости керна по воде.
П р и м е р 1. В раствор, содержащий 7,8 г пресной воды и 22 г ДМФА (соотношение 0,35:1), добавл ют 0,6 г (2%) ПАА и интенсивно перемешивают в течение 0,5 ч со скоростью 1500 об/мин. Полученный раствор закачивают в керн, затем закачивают 30 мл 0,1 %-ного водного раствора бихрома- та кали . Выдерживают 24 ч и пропускают через керн пластовую воду при избыточном давлении 0,5 МПа. Вода не фильтруетс через керн (Котн вв).
Пример 2. Аналогично примеру 1 керн пропитывают обработанным раствором, содержащим 1,5 г (5%) ПАА, 10 г пресной воды и 18,5 г ДМФА (соотношение вода-ДМФА 0,55:1), затем закачивают 30 мл 0,3%-ного раствора бихромата кали .
Пластова вода через керн не фильтруетс (Котн °°)
Пример 3. Аналогично примеру 1 керн пропитывают обработанным раствором, содержащим 0,8 г (2,7%) ПАА, 0,3 г воды и 20, 9 г ДМФА (соотношение 0,4:1), затем закачивают 30 мл 0,2%-ного раствора бихромата кали . Вода через керн не фильтруетс (Котн of).
Пример 4. Аналогично примеру 1 закачивают обработанный раствор, содержащий 0,5 г (1,7%) ПАА, 5,9 г воды и 23,6 г ДМФА (соотношение 0,25:1) и 30 мл 0,2%- ного раствора бихромата кали .
ПАА в растворе находитс в виде дисперсных частиц, раствор с надмолекул рной структурой полимера не образуетс .
Вода проходит через керн (Котн 35).
Пример 5. Аналогично примеру 1 закачивают раствор, содержащий 1,6 г (5,3%) ПАА, 10,65 г воды и 17,75 г ДМФА (соотношение 0,6:1). Раствор не обладает текучестью, его невозможно прокачать в керн.
Использование предлагаемого способа позволит повысить качество изол ционных работ по ограничению водопритока в нефт ные скважины и по регулированию профил приемистости сложно-неоднородных нефт ных и нефтегазовых залежей, что приводит к повышению продолжительности эффекта и увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды) на каждую скважино-операцию.
Claims (1)
- Формула изобретениСпособ изол ции притока-воды в скважину , включающий последовательное закачивание в скважину водного раствора полиакриламида и сшивающего агента, о т- личающийс тем, что, с целью повышени эффективности изол ции за счет снижени механической и окислительной деструкции полиакриламида, в водный раствор полиакриламида предварительно ввод т N.N-диметилформамид в соотношении 1 мас.ч. диметилформамида к 0,35-0,55 мас.ч. воды.Состав содержит кроме сшивател антиоксидант - гипосульфит натри (0,2%).
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894669265A SU1663182A1 (ru) | 1989-03-30 | 1989-03-30 | Способ изол ции притока воды в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894669265A SU1663182A1 (ru) | 1989-03-30 | 1989-03-30 | Способ изол ции притока воды в скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1663182A1 true SU1663182A1 (ru) | 1991-07-15 |
Family
ID=21437342
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894669265A SU1663182A1 (ru) | 1989-03-30 | 1989-03-30 | Способ изол ции притока воды в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1663182A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2122112C1 (ru) * | 1995-01-05 | 1998-11-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Приоритет" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2186939C2 (ru) * | 2000-07-24 | 2002-08-10 | Насибуллин Илгиз Мингарифович | Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине |
| RU2237797C1 (ru) * | 2003-01-20 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
-
1989
- 1989-03-30 SU SU894669265A patent/SU1663182A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент US № 38009160,кл. 166/294, опублик Патент US № 4496349, кл. 166/295, опублик. 1985. .(54) СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОДЫ В СКВАЖИНУ * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2122112C1 (ru) * | 1995-01-05 | 1998-11-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Приоритет" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2186939C2 (ru) * | 2000-07-24 | 2002-08-10 | Насибуллин Илгиз Мингарифович | Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине |
| RU2237797C1 (ru) * | 2003-01-20 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4683949A (en) | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel | |
| US3234154A (en) | Cement composition | |
| EP1059316A1 (de) | Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas | |
| US10844275B2 (en) | Method for oil displacement using dispersed particle gel-strengthened polymer ternary composite displacement system | |
| SU1663182A1 (ru) | Способ изол ции притока воды в скважину | |
| SU1710708A1 (ru) | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений и способ его приготовлени | |
| SU1661379A1 (ru) | Способ регулировани разработки нефт ных месторождений | |
| RU2058479C1 (ru) | Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов | |
| RU2270328C1 (ru) | Способ приготовления тампонажного раствора | |
| RU2272899C1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| RU2134345C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину | |
| RU2190753C1 (ru) | Способ временной изоляции интервала продуктивного пласта | |
| RU2096584C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2704168C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| RU2147672C1 (ru) | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах | |
| RU2693101C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2073789C1 (ru) | Состав для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
| RU2174593C2 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи и способ его приготовления | |
| RU2727986C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти | |
| RU2670298C1 (ru) | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин | |
| RU2004771C1 (ru) | Состав дл изол ции пластовых вод | |
| RU2860488C1 (ru) | Состав водонабухающий для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и устранения заколонной циркуляции | |
| RU2627807C1 (ru) | Жидкость для глушения нефтегазовых скважин | |
| RU2154083C1 (ru) | Утяжеленная буферная жидкость |