RU2099519C1 - Compound for treatment of bottom-hole formation zone - Google Patents
Compound for treatment of bottom-hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2099519C1 RU2099519C1 RU95108396A RU95108396A RU2099519C1 RU 2099519 C1 RU2099519 C1 RU 2099519C1 RU 95108396 A RU95108396 A RU 95108396A RU 95108396 A RU95108396 A RU 95108396A RU 2099519 C1 RU2099519 C1 RU 2099519C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- water
- compositions
- viscosity
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта. The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for treating a bottomhole formation zone.
Известен состав для изоляции притока воды в скважину, содержащий 99,05-99,8 мас. алкилового эфира ортокремниевой кислоты и 0,2-0,95 мас. соляной кислоты [1] Соляная кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации, в результате которой образуется прочный кремниевый гель. Однако он имеет существенный недостаток плохую фильтрацию в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкую эффективность по изоляции вод, узкую область применения (на трещиноватых пластах) и большой расход дорогостоящих кремнийорганических соединений. A known composition for isolating the influx of water into the well, containing 99.05-99.8 wt. alkyl ester of orthosilicic acid and 0.2-0.95 wt. hydrochloric acid [1] Hydrochloric acid catalyzes the hydrolytic polycondensation reaction, as a result of which a strong silicon gel is formed. However, it has the significant disadvantage of poor filtration into a porous medium due to the rapid formation of gel particles of polysilicic acid and, as a result, low water isolation efficiency, narrow application (on fractured formations) and high consumption of expensive organosilicon compounds.
Известен состав для изоляции притока воды в скважину, содержащий углеводородорастворимые кремнийорганические соединения 75,0-99,9 мас. тетраэтоксисилана и 0,1-25,0 мас. органохлорсилана. По известному составу при контакте его с водой в пласте происходит гидролиз и осадкообразвоание и(или) образование геля, который блокирует высокопроницаемые зоны. Недостаток состава заключается в больших расходах дорогостоящих реагентов при невысоком качестве изоляции высокопроницаемых пластов, поскольку образование геля происходит только в зоне смешения состава с водой. A known composition for isolating the influx of water into the well, containing hydrocarbon-soluble organosilicon compounds 75.0-99.9 wt. tetraethoxysilane and 0.1-25.0 wt. organochlorosilane. According to the known composition, when it comes into contact with water in the formation, hydrolysis and sedimentation and (or) gel formation occur, which blocks highly permeable zones. The disadvantage of the composition is the high cost of expensive reagents with low quality insulation of highly permeable formations, since gel formation occurs only in the mixing zone of the composition with water.
Известно применение поверхностно -активной композиции для обработки призабойных зон нефтяных скважин, которая содержит алкилбензолсульфонаты с молекулярной массой 450-550: 2,25-9,0 мас. оксиалкилфенолы типа ОП-10: 0,5-5,5 мас. и углеводородный растворитель остальное (а.с. СССР N 1558087, E 21 B 43/22, 1992). Однако этот состав имеет невысокую вязкость и не создает эффективного сопротивления воде в пористой среде. It is known to use a surface-active composition for treating bottom-hole zones of oil wells, which contains alkylbenzenesulfonates with a molecular weight of 450-550: 2.25-9.0 wt. oxyalkylphenols of the type OP-10: 0.5-5.5 wt. and the rest is a hydrocarbon solvent (USSR AS N 1558087, E 21 B 43/22, 1992). However, this composition has a low viscosity and does not create effective resistance to water in a porous medium.
Кроме того, известно применение поверхностно-активной кислотной системы для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин (патент РФ, N 2013527, E 21 B 43/22, 1994). Призабойную зону нагнетательных и добывающих скважин обрабатывают композицией, содержащей, мас. нефтенол-Н 2-8; соляную кислоту (25-37%-ная) 92-98. При перемешивании поверхностно -активной кислотной системы с пластовой водой и нефтью образуется эмульсионная фаза с невысокой структурной вязкостью и недостаточной эффективностью на месторождениях с высокопроницаемой породой. In addition, it is known the use of a surface-active acid system for treating the bottom-hole zone of injection and production wells (RF patent, N 2013527, E 21 B 43/22, 1994). The bottomhole zone of injection and production wells is treated with a composition containing, by weight. neftenol-H 2-8; hydrochloric acid (25-37%) 92-98. When a surface-active acid system is mixed with produced water and oil, an emulsion phase is formed with low structural viscosity and insufficient efficiency in deposits with highly permeable rock.
Наиболее близким к предлагаемому является состав, содержащий (мас.): водомаслорастворимые нефтяные сульфонаты 1,8-5,95; маслорастворимый моноалкилбензолсульфонат 0,05-1,6, углеводород 4,5-44,6; содетергент 0,6-1; сульфаты щелочных металлов 0,05-0,25; хлориды щелочных металлов 0,5-0,25; алканэтоксифенолсульфонат 0,6-1,8; дигидрооксидиалкилэтоксилаты 0,05-1,0 и воду (а. с. СССР 1266270, E 21 B 43/22 1992). Этот состав представляет собой мицеллярную дисперсию, которая обладает высокими нефтевытесняющими свойствами, но имеет невысокую структурную вязкость и недостаточно стабильна при высокой температуре. Closest to the proposed is a composition containing (wt.): Water-oil-soluble petroleum sulfonates 1.8-5.95; oil soluble monoalkylbenzenesulfonate 0.05-1.6, hydrocarbon 4.5-44.6; co-detergent 0.6-1; alkali metal sulfates 0.05-0.25; alkali metal chlorides 0.5-0.25; alkaneethoxyphenolsulfonate 0.6-1.8; dihydroxydioalkylethoxylates 0.05-1.0 and water (A.S. USSR 1266270, E 21 B 43/22 1992). This composition is a micellar dispersion, which has high oil-displacing properties, but has a low structural viscosity and is not stable enough at high temperature.
Задачей предлагаемого изобретения является значительное увеличение структурной вязкости и повышение термостабильности состава. The task of the invention is to significantly increase the structural viscosity and increase the thermal stability of the composition.
Поставленная задача решается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащей маслорастворимое поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что он дополнительно содержит кремнийорганическое соединение, природные алюмосиликаты и воду при следующем соотношении компонентов, мас. The problem is solved in that the composition for processing the bottomhole formation zone containing an oil-soluble surfactant, characterized in that it additionally contains an organosilicon compound, natural aluminosilicates and water in the following ratio of components, wt.
Анионное маслорастворимое поверхностно-активное вещество 1,0-10,0
Кремнийорганическое соединение 0,5-5,0
Природные алюмосиликаты 0,2-2,0
Вода остальное
Состав по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит нефть в количестве 1,0-5,0 мас.Anionic Oil-Soluble Surfactant 1.0-10.0
Organosilicon compound 0.5-5.0
Natural aluminosilicates 0.2-2.0
Water rest
The composition according to p. 1, characterized in that it additionally contains oil in an amount of 1.0-5.0 wt.
В качестве анионного маслорастворимого поверхностно-активного вещества используют карбоновые кислоты (например нефтенол-НЗ, нефтехим-3), маслорастворимые нефтяные сульфонаты с м.м. 600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислота) и др. As the anionic oil-soluble surfactant, carboxylic acids are used (for example, neftenol-NZ, petrochem-3), oil-soluble oil sulfonates with m.m. 600-700, synthetic alkylaryl sulfonates (e.g., alkylnaphthalene sulfonic acid), etc.
Указанные выше анионные маслорастворимые поверхностно-активные вещества образуют с водой обратные эмульсии. The above anionic oil-soluble surfactants form inverse emulsions with water.
Имея высокие нефтевытесняющие свойства известный состав имеет незначительную вязкость 10,2-23,6 мПа•с. Структурная вязкость заявляемого состава увеличивается за счет введения в него кремнийорганического соединения и природных алюмосиликатов. Having high oil displacing properties, the known composition has an insignificant viscosity of 10.2-23.6 MPa • s. The structural viscosity of the claimed composition increases due to the introduction of organosilicon compounds and natural aluminosilicates.
В качестве кремнийорганических соединений используют алкиловые эфиры ортокремниевой кислоты (тетраэтоксиланы) любых марок, например ЭТС-40 (этилсиликат), АКОР-Б-100 модифицированный четыреххлористым титаном или олигоорганоэтокси-(хлор) силоксаны под наименованием "Продукт 119-204", ГКЖ-10, ГКЖ-11 этилсиликонат или метилсиликонат натрия. As organosilicon compounds, alkyl esters of orthosilicic acid (tetraethoxylans) of any grades are used, for example, ETS-40 (ethyl silicate), AKOR-B-100 modified with titanium tetrachloride or oligoorganoethoxy- (chlorine) siloxanes under the name "Product 119-204", GKZh-10 GKZH-11 ethylsiliconate or sodium methylsiliconate.
Кремнийорганические соединения в составе эмульсии легко гидролизуются. Реакция гидролиза сопровождается дальнейшей конденсацией образовавшихся силанолов с образованием полиалкоксисилоксанов. Макромолекулы кремнийорганических полимеров образуют глобулярные структуры в составе дисперсной фазы эмульсии, увеличивая при этом структурную вязкость эмульсии. Кроме того, макромолекулы кремнийорганических полимеров, адсорбируясь на поверхности воды и нефти, образуют гелеобразную пленку, которая обладает механической или химической устойчивостью, стабилизирует эмульсии. Это приводит к снижению межфазного натяжения, более эффективному эмульгированию обеспечивает стабильность эмульсий при высоких температурах. Organosilicon compounds in the composition of the emulsion are easily hydrolyzed. The hydrolysis reaction is accompanied by further condensation of the formed silanols with the formation of polyalkoxysiloxanes. Macromolecules of organosilicon polymers form globular structures in the composition of the dispersed phase of the emulsion, while increasing the structural viscosity of the emulsion. In addition, macromolecules of organosilicon polymers, adsorbed on the surface of water and oil, form a gel-like film, which has mechanical or chemical resistance, stabilizes emulsions. This leads to a decrease in interfacial tension, more efficient emulsification ensures the stability of emulsions at high temperatures.
В качестве природных алюмосиликатов, кроме бентонитовой глины, могут использоваться другие глинистые материалы, например: цеолиты, каолины, полынгорскиты. As natural aluminosilicates, in addition to bentonite clay, other clay materials can be used, for example: zeolites, kaolins, polingorskites.
Глины в химическом отношении представляют собой водные алюмосиликаты. По минеральному составу глины делятся на несколько групп, отличающихся друг от друга химическим составом и структурой кристаллической решетки. Clays are chemically aqueous aluminosilicates. According to the mineral composition of clay, they are divided into several groups that differ from each other in chemical composition and structure of the crystal lattice.
В состав бентонитовой глины в основном входит монтмориллонит (OH)4Si8Al4O20•nH2O, цеолит включает около 30 минералов общей формулы Me x/n AlSiyO2(x+y)•zH2O, каолинит (OH)Si4Al4O10H2O, полынгорскит - (OH)2Si8Mg5O184H2O.The composition of bentonite clay mainly includes montmorillonite (OH) 4Si 8 Al 4 O 20 • nH 2 O, the zeolite includes about 30 minerals of the general formula Me x / n AlSiyO 2 (x + y) • zH 2 O, kaolinite (OH) Si 4 Al 4 O 10 H 2 O, polyngorskite - (OH) 2 Si 8 Mg 5 O 18 4H 2 O.
Бентонитовая глина или цеолит являются дополнительным эмульгатором стабилизируют эмульсии за счет своей концентрации на границе раздела фаз. Это объясняется молекулярной неоднородностью твердых частиц, наличием одновременно гидрофобных и гидрофильных участков и, как следствие, ее способностью избирательно смачиваться обеими фазами эмульсии с последующим коагуляционным структурированием. Bentonite clay or zeolite are an additional emulsifier that stabilize emulsions due to their concentration at the phase boundary. This is explained by the molecular heterogeneity of the solid particles, the presence of both hydrophobic and hydrophilic sites and, as a consequence, its ability to selectively be wetted by both phases of the emulsion with subsequent coagulation structuring.
Решающую роль в устойчивости эмульсий, стабилизированных природными алюмосиликатами, играют коагуляционные структуры, возникающие на поверхности глобул дисперсной фазы. The decisive role in the stability of emulsions stabilized by natural aluminosilicates is played by the coagulation structures that arise on the surface of the globules of the dispersed phase.
При этом стабилизирующая способность твердых частиц определяется не изначальными свойствами их поверхности, а свойствами поверхности, модифицированной в результате протекания химической реакции между ней и молекулами кремнийорганических соединений, присутствующих в эмульсии. Moreover, the stabilizing ability of solid particles is determined not by the initial properties of their surface, but by the properties of the surface modified as a result of a chemical reaction between it and the molecules of organosilicon compounds present in the emulsion.
Поэтому одновременное введение кремнийорганических соединений и природных алюмосиликатов за счет описанных химических процессов, происходящих либо на границе раздела, либо в составе дисперсной фазы эмульсии приводит к значительному увеличению структурной вязкости и термостабильности заявляемых составов по сравнению с известными. Therefore, the simultaneous introduction of organosilicon compounds and natural aluminosilicates due to the described chemical processes occurring either at the interface or in the dispersed phase of the emulsion leads to a significant increase in the structural viscosity and thermal stability of the claimed compositions in comparison with the known ones.
После обработки нефте- и водо-насыщенной породы, заявляемым составом, содержащим кремнийорганическое соединение и природные алюмосиликаты, существенно возрастает фазовая проницаемость породы для нефти и снижается для воды. After processing oil and water-saturated rocks, the inventive composition containing an organosilicon compound and natural aluminosilicates significantly increases the phase permeability of the rock for oil and decreases for water.
Применение предлагаемого состава для обработки призабойной зоны пласта за счет повышения структурной вязкости и термостабильности состава позволит снизить проницаемость пластов и добиться изоляции притока воды в скважины. The use of the proposed composition for processing the bottom-hole zone of the formation by increasing the structural viscosity and thermal stability of the composition will reduce the permeability of the formations and achieve isolation of water flow into the wells.
Следующие примеры иллюстрируют структурную вязкость известных и заявляемых составов. The following examples illustrate the structural viscosity of the known and claimed compositions.
Для приготовления составов в качестве анионного маслорастворимого поверхностно-активного вещества использовали нефтенол-НЗ (НЗ-40, ТУ - 2483-007-17197708-93), нефтехим-3 (НХ-3, ТУ-38 УССР 20147987). To prepare the compositions, neftenol-NZ (NZ-40, TU - 2483-007-17197708-93), neftekhim-3 (NKH-3, TU-38 of the Ukrainian SSR 20147987) were used as an anionic oil-soluble surfactant.
Нефтенол-НЗ представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, линолевой, а также смоляных кислот и триэтаноламина. Neftenol-NZ is a hydrocarbon solution of esters of oleic, linolenic, linoleic, as well as resin acids and triethanolamine.
Нефтехим-3 представляет собой смесь полиэтиленполиаминов карбоновых кислот легко таллового масла и солей пиперазина этих кислот в растворе керосина и катализате риформинга, активная основа его кислоты таллового масла и амидоамины. Neftekhim-3 is a mixture of polyethylene polyamines of carboxylic acids of easily tall oil and piperazine salts of these acids in a solution of kerosene and reforming catalysis, the active basis of its tall oil acid and amido amines.
В качестве кремнийорганических соединений использовали ЭТС-40 - этилсиликат (ТУ-26371-84), ГКЖ-10 этилсиликонат натрия. ETS-40 - ethyl silicate (TU-26371-84), GKZh-10 sodium ethyl silicate was used as organosilicon compounds.
В качестве природных алюмосиликатов использовали бентонитовую глину (натриевый бентонит второго сорта, плотность сухого порошка 2,3 г/см3, насыпной вес 1,12 г/см) и цеолит.Bentonite clay (second-class sodium bentonite, dry powder density of 2.3 g / cm 3 , bulk density of 1.12 g / cm) and zeolite were used as natural aluminosilicates.
Эмульсии готовили на минерализованной воде Узеньского месторождения - 15,9 г/л (NaCl 14,0; CaCl2 1,9) и использовали нефть вязкостью 3,6 мПа•с.Emulsions were prepared on the mineralized water of the Uzensky field — 15.9 g / l (NaCl 14.0; CaCl 2 1.9) and oil with a viscosity of 3.6 MPa • s was used.
Пример 1
Составы прототипы готовят путем смешения компонентов мицеллярной дисперсии. Составы сравнения готовят, используя анионное маслорастворимое ПАВ, нефтенол-НЗ или нефтехим-3 и минерализованную воду 15,9 г/л. В заявляемые составы, кроме перечисленных ПАВ и воду 15,9 г/л, вводят кремнийорганические соединения и природные алюмосиликаты.Example 1
The prototype compositions are prepared by mixing the micellar dispersion components. Comparison compositions are prepared using anionic oil-soluble surfactants, Neftenol-NZ or Neftekhim-3 and saline water 15.9 g / L. In the claimed compositions, in addition to the listed surfactants and water of 15.9 g / l, organosilicon compounds and natural aluminosilicates are introduced.
Структурную вязкость известных и заявляемых составов измеряли на ротационном вискозиметре погружного типа "Полимер-РПЭ-1М" с воспринимающими элементами типа "цилиндр-цилиндр" и оценкой вязкостных свойств по крутящему моменту при 25, 40, 60, 85oC.The structural viscosity of the known and claimed compositions was measured on a rotary viscometer "Polymer-RPE-1M" with sensing elements of the type "cylinder-cylinder" and the assessment of the viscosity properties of the torque at 25, 40, 60, 85 o C.
Результаты измерений приведены в табл. 1, 2, 3 из которых видно, что вязкость заявляемых составов значительно увеличивается (ср. составы 2 с 5; 3 с 7; 8 с 10-15; 17-23; 24 с 25; 27 с 28, 29 с сост. табл. 1) по сравнению с составами, несодержащими кремнийорганические соединения марки ЭТС-40, ГКЖ-10 и бентонитовую глину или цеолит. The measurement results are given in table. 1, 2, 3 of which it is seen that the viscosity of the claimed compounds increases significantly (cf. compositions 2
Эмульсии на основе нефтенола-НЗ и нефтехима-3 имеют небольшую вязкость и неустойчивы во времени. Введение кремнийорганических соединений и природных алюмосиликатов в десятки раз увеличивает вязкость и стабильность эмульсий при повышенной температуре. Emulsions based on neftenol-NZ and petrochemical-3 have a low viscosity and are unstable in time. The introduction of organosilicon compounds and natural aluminosilicates tens of times increases the viscosity and stability of emulsions at elevated temperatures.
Концентрация нефтенола-НЗ изменялась в интервале 1-10 мас. При содержании нефтенола-НЗ меньше 1,0 эмульсия неустойчива, расслаивается с выделением воды (ср. составы 1 и 2). При увеличении концентрации нефтенола-Н3 выше 10% вязкость эмульсии значительно снижается (см. состав 26). The concentration of neftenol-NC varied in the range of 1-10 wt. When the content of neftenol-NC is less than 1.0, the emulsion is unstable, delaminates with the release of water (cf.
Концентрация кремнийорганических соединений марок ЭТС-40, ГКЖ-10 изменялась в пределах 0,5-5,0 мас. в заявляемом составе ЭТС менее 0,5% а бентонитовой глины менее 0,2 мас. вязкость последнего не отличается от вязкости состава сравнения (ср. составы 2 с 4; 3 с 6; 8 с 9). Увеличение количества кремнийорганического соединения марки ЭТС-40 более 5,0 мас. бентонитовой глины более 2 мас. нежелательно, так как приводит к снижению вязкости заявляемых составов (ср. составы 8, 15, 16). The concentration of organosilicon compounds of grades ETS-40, GKZH-10 varied in the range of 0.5-5.0 wt. in the inventive composition of the ETS is less than 0.5% and bentonite clay is less than 0.2 wt. the viscosity of the latter does not differ from the viscosity of the comparison composition (compare compositions 2
Таким образом, введение кремнийорганических соединений и природных алюмосиликатов в определенных соотношениях с нефтенолом-НЗ или нефтехимом-3 существенно увеличивает структурную вязкость заявляемых составов по сравнению с известными при различных температурах. Thus, the introduction of organosilicon compounds and natural aluminosilicates in certain proportions with Neftenol-NZ or Neftekhim-3 significantly increases the structural viscosity of the claimed compositions in comparison with known at various temperatures.
Пример 2
Составы, рассматриваемые в примере 2, отличаются тем, что дополнительно содержат нефть. Добавление нефти усиливает гидрофобизующее действие маслорастворимого ПАВ. Кроме того, нефть содержит в своем составе ряд природных эмульгаторов, которые дополнительно стабилизируют заявляемые составы.Example 2
The compositions described in example 2 are characterized in that they additionally contain oil. The addition of oil enhances the hydrophobic effect of the oil-soluble surfactant. In addition, the oil contains in its composition a number of natural emulsifiers, which additionally stabilize the claimed compounds.
Составы прототипы готовят перемешиванием компонентов мицеллярной дисперсии (табл. 1). Составы сравнения готовят на основе нефтенола-НЗ или нефтенола-3, нефти и воды с содержанием солей 15,9 г/л. В заявляемые составы, кроме анионного маслорастворимого ПАВ, нефти и минерализованной воды вводят кремнийорганические соединения марок ЭТС -40, ГКЖ-10 и бентонитовую глину или цеолит. The prototype compositions are prepared by mixing the components of the micellar dispersion (table. 1). Comparison compositions are prepared on the basis of neftenol-NZ or neftenol-3, oil and water with a salt content of 15.9 g / l. In the claimed compositions, in addition to anionic oil-soluble surfactants, oil and saline water, silicone compounds ETS-40, GKZH-10 and bentonite clay or zeolite are introduced.
Результаты измерений вязкости составов, содержащих нефть, приведены в табл. 3. При введении кремнийорганических соединений марок ЭТС -40, ГКЖ-10 и бентонитовой глины или цеолита, структурная вязкость заявляемых составов значительно увеличивается по сравнению с составами сравнения и составами прототипами (ср. составы 2 с 4; 6 с 8, 9; 10 с 11, 12; 14 с 15, 16; 17 с 18; с составами табл. 1). The results of viscosity measurements of compositions containing oil are given in table. 3. With the introduction of organosilicon compounds of grades ETS-40, GKZH-10 and bentonite clay or zeolite, the structural viscosity of the claimed compounds is significantly increased compared with the compositions of the comparison and the compositions of the prototypes (cf.
Концентрация нефтенола-НЗ изменяли в пределах 1,0-10,0. При содержании нефтенола-НЗ 0,5 мас. эмульсии неустойчивы, расслаиваются с выделением воды (см. состав 1). С повышением концентрации нефтенола-НЗ вязкость эмульсии уменьшается, а при концентрации выше 10,0 происходит значительное понижение вязкости (см. составы 17, 18, 19). The concentration of neftenol-NC changed in the range of 1.0-10.0. When the content of neftenol-NC 0.5 wt. emulsions are unstable, delaminate with the release of water (see composition 1). With an increase in the concentration of neftenol-NC, the viscosity of the emulsion decreases, and at a concentration above 10.0, a significant decrease in viscosity occurs (see
Содержание нефти изменяли в пределах 1,0 -5,0 мас. Увеличение количества нефти больше 5,0 приводит к сильному снижению вязкости состава (ср. состав 12 с 14, 17 с 19), а содержание нефти меньше 1,0 мас. недостаточно для стабильности состава (см. состав 1). The oil content was varied in the range of 1.0 -5.0 wt. An increase in the amount of oil greater than 5.0 leads to a strong decrease in the viscosity of the composition (cf. composition 12
При содержании кремнийорганического соединения марки ЭТС-0,25 мас. а бентонитовой глины 0,1 мас. в заявляемом составе его вязкость несущественно отличается от вязкости состава сравнения (ср. состав 2 с 3; 6 с 7). Увеличение содержания ЭТС-40 до 6,0 мас. а бентонитовой глины до 3,0 мас. приводит к снижению вязкости заявляемых составов (ср. состав 10 с 12, 13). Поэтому содержание кремнийорганических соединений изменяли в пределах 0,5-5,0 мас. а природных алюмосиликатов в пределах 0,2-2,0 мас. When the content of organosilicon compounds brand ETS-0.25 wt. and bentonite clay 0.1 wt. in the claimed composition, its viscosity is not significantly different from the viscosity of the comparison composition (cf. composition 2
Таким образом, введение кремнийорганических соединений марки ЭТС -40, ГКЖ-10, бентонитовой глины или цеолита в определенных соотношениях с нефтенолом-НЗ или нефтезимом-3 и нефтью, увеличивает структурную вязкость, а также значительно улучшает термостабильность заявляемых составов. Thus, the introduction of organosilicon compounds ETS -40, GKZH-10, bentonite clay or zeolite in certain proportions with neftenol-NZ or neftezim-3 and oil, increases the structural viscosity, and also significantly improves the thermal stability of the claimed compositions.
Технология применения заявляемых составов проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважины на 20-50 мас. продавке состава из ствола скважины в пласт водой или нефтью, выдержке в пласте в течение 16-24 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке ля нагнетательных скважин. The technology for using the inventive compositions is simple and consists in pumping them into the formation to reduce the injectivity of the well by 20-50 wt. selling the composition from the wellbore to the formation with water or oil, holding in the formation for 16-24 hours and putting the well into operation for oil wells or injecting for injection wells.
По сравнению с составом прототипом предлагаемый состав позволит дополнительно добыть 1,0-1,5 тыс. т. нефти на каждую скважино-операцию. Compared with the composition of the prototype, the proposed composition will additionally produce 1.0-1.5 thousand tons of oil for each well operation.
Claims (1)
Кремнийорганическое соединение 0,5 5,0
Природные алюмосиликаты 0,2 2,0
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит нефть в количестве 1 5 мас.Anionic oil-soluble surfactant 1 10
Organosilicon compound 0.5 5.0
Natural aluminosilicates 0.2 2.0
Water Else
2. The composition according to p. 1, characterized in that it additionally contains oil in an amount of 1 to 5 wt.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95108396A RU2099519C1 (en) | 1995-05-23 | 1995-05-23 | Compound for treatment of bottom-hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95108396A RU2099519C1 (en) | 1995-05-23 | 1995-05-23 | Compound for treatment of bottom-hole formation zone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95108396A RU95108396A (en) | 1997-04-20 |
| RU2099519C1 true RU2099519C1 (en) | 1997-12-20 |
Family
ID=20168062
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95108396A RU2099519C1 (en) | 1995-05-23 | 1995-05-23 | Compound for treatment of bottom-hole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2099519C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534555C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells |
-
1995
- 1995-05-23 RU RU95108396A patent/RU2099519C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| US, патент, 2229177, кл. 166-21, 1941. SU, авторское свидетельство, 859612, кл. E 21 B 47/22, 1941. SU, авторское свидетельство, 1558087, кл. E 21 B 43/22, 1992. RU, патент, 2013527, кл. E 21 B 43/22, 1994. SU, авторское свидетельство, кл. E 21 B 43/22, 1992. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534555C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95108396A (en) | 1997-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4421656A (en) | Silicone emulsifier composition, invert emulsions therefrom and method therefor | |
| US4381241A (en) | Invert emulsions for well-drilling comprising a polydiorganosiloxane and method therefor | |
| US4842766A (en) | Silane microemulsions | |
| CA1150869A (en) | Silicone emulsions for treating silicate particulate matter | |
| EP1496096A2 (en) | Additive for oil-based drilling fluids | |
| MX2014008749A (en) | A drilling fluid containing a surfactant having a high boiling point and a long chain tail group and a method of using the fluid. | |
| WO2019054414A1 (en) | Chemical for crude oil recovery | |
| US6156805A (en) | Stabilizing emulsions | |
| MXPA05002817A (en) | Fiber assisted emulsion system. | |
| US20240368449A1 (en) | Polyhedral oligomeric silsesquioxane as rheology booster for invert emulsion oil-based mud | |
| GB2080366A (en) | A method of breaking an emulsion and an emulsion-emulsion breaker composition | |
| Liu et al. | Phase inversion of pickering emulsions by electrolyte for potential reversible water-in-oil drilling fluids | |
| RU2613975C1 (en) | Invert emulsions emulsifier | |
| RU2099519C1 (en) | Compound for treatment of bottom-hole formation zone | |
| JP2024502487A (en) | Chemical solution for underground injection of crude oil and gas reservoirs containing antioxidants | |
| CN107930428B (en) | A kind of preparation method of in-situ selective modified kaolinite stabilized multiple emulsion | |
| EP2707451B1 (en) | Method of carrying out a wellbore operation | |
| RU2099518C1 (en) | Compound for treatment of bottom-hole formation zone | |
| CN111205835A (en) | Inverse emulsion drilling fluid | |
| RU2112871C1 (en) | Compound for treating bottom-hole zone of bed | |
| EP3844235A1 (en) | Synthetic layered magnesium silicates and their derivatives for high performance oil-based drilling fluids | |
| RU2644363C1 (en) | Composition for limiting water inflow in producing well | |
| WO2023080168A1 (en) | Chemical liquid for recovering crude oil | |
| RU2232878C2 (en) | Formation face zone processing compound | |
| CA2093505A1 (en) | Invert emulsions for well drilling comprising polydiorganosiloxanes |
