RU2177539C2 - Composition for isolation of lost circulation zones and shutoff of formation water inflows to well and method of composition preparation - Google Patents
Composition for isolation of lost circulation zones and shutoff of formation water inflows to well and method of composition preparation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2177539C2 RU2177539C2 RU99121236A RU99121236A RU2177539C2 RU 2177539 C2 RU2177539 C2 RU 2177539C2 RU 99121236 A RU99121236 A RU 99121236A RU 99121236 A RU99121236 A RU 99121236A RU 2177539 C2 RU2177539 C2 RU 2177539C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- organic solvent
- density
- suspension system
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 title claims description 11
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 22
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 10
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 7
- -1 halocarbon hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 claims description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к физико-химическим (эмульсионно-суспензионным) составам для селективной изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности в процессе проведения изоляционно-восстановительных работ при капитальном ремонте скважин. The invention relates to physicochemical (emulsion-suspension) compositions for the selective isolation of the absorption and inflow of formation water in oil and gas wells and can be used in the oil and gas industries in the process of insulation and restoration work during the overhaul of wells.
Известен состав для ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины, содержащий в воде в качестве дисперсного наполнителя древесную муку (0,1-5,0 мас. %), в качестве стабилизатора дисперсии нефтяной раствор (5-50 мас. %) масловодорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества (например, эмультала или нефтенол, или неонол АФ6-9, или ОП-7) (Заявка на изобретение N 96113670/03, кл. 6 E 21 В 43/32, 27.06.96).A known composition for limiting the influx of produced water into oil wells, containing wood flour (0.1-5.0 wt.%) As a dispersion filler in water, an oil solution (5-50 wt.%) Of oil-soluble nonionic surfactant as a dispersion stabilizer -active substance (for example, emultal or neftenol, or neonol AF 6-9 , or OP-7) (Application for the invention N 96113670/03, CL 6 E 21 B 43/32, 06/27/96).
Недостаток состава - низкая водоизолирующая эффективность древесной муки, используемой в качестве дисперсного наполнителя. The lack of composition is the low water-insulating effectiveness of wood flour used as a particulate filler.
Известен способ селективной изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий последовательную закачку в пласт двух изоляционных составов, взаимодействующих с образованием закупоривающего осадка, отличающийся тем, что в качестве первого состава закачивают отход промысловой подготовки нефти, содержащий органосоединения, мехпримеси, и воду, а в качестве второго состава последовательно закачивают водные растворы бишофита и силиката натрия (патент RU N 2010948 C1, кл. 5 E 21 В 33/138, Бюл. N 7, 1994). A known method for the selective isolation of the zones of absorption and inflow of formation water into the well, including the sequential injection of two insulating compositions into the formation, interacting with the formation of an obstructing sediment, characterized in that the first composition is pumped off the oil from the field, containing organo compounds, solids, and water, and as the second composition, aqueous solutions of bischofite and sodium silicate are sequentially pumped (patent RU N 2010948 C1, class 5 E 21 B 33/138, Bull. N 7, 1994).
Недостаток способа - непостоянство содержания компонентов и вязкостной характеристики первого закачиваемого состава и необходимость проведения еще двух последовательных дополнительных закачек бишофита и силиката натрия для образования закупоривающего осадка, что существенно усложняет и удорожает процесс образования закупоривающего осадка. The disadvantage of this method is the inconsistency of the content of the components and the viscosity characteristics of the first injection composition and the need for two additional consecutive additional injections of bischofite and sodium silicate to form a clogging deposit, which significantly complicates and increases the cost of the formation of clogging sediment.
Наиболее близким к предлагаемому решению относится состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель - АПК и способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий смешение органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти патента RU N 2126082 C1, опубл., 10.02.1992). Closest to the proposed solution is a composition for isolating the zones of absorption and inflow of formation water into the well, including waste from the oil preparation process and an organic solvent - APC and a method of preparing a composition for isolating the zones of absorption and inflow of formation water into the well, including mixing an organic solvent with process waste oil preparation patent RU N 2126082 C1, publ., 02/10/1992).
Целью данного изобретения является создание состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, обладающего способностью самопроизвольно образовывать в пресной или минерализованной воде агрегативно и седиментационно устойчивую тонкодисперсную эмульсионно-суспензионную систему, при закачке которой в пласт проявляется необходимый эффект водоизоляции (закупорки) частицами мехпримесей наиболее проницаемых участков пласта. The aim of this invention is to provide a composition for isolating the zones of absorption and inflow of formation water into the well, with the ability to spontaneously form an aggregate and sedimentation-resistant finely dispersed emulsion-suspension system in fresh or mineralized water, when it is injected into the formation, the necessary effect of water isolation (plugging) by particles of mechanical impurities the most permeable sections of the reservoir.
Для достижения поставленной цели предлагается состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель, дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ-оксиэтилированный алкилфенол, например ОП-10 или неонол АФ9-12, в качестве отхода процесса подготовки нефти используют сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек до содержания, мас. %: минеральной части - 55-65, органической части 20-25, воды - остальное, причем минеральная часть содержит SiO2 + CaCO3 + MgCOs - 50 мас.%, FeO + Fe2O3 + FeS + Fe2S - 50 мас.%, а органическая часть состоит из асфальтенов, смол, парафинов и масел, в качестве органического растворителя используют смесь ароматического растворителя - нефрас - AP 120/200 с плотностью 870 кг/м3 и смеси галопроизводных углеводородов - композиции АПК с плотностью 1550 кг/м3 при следующем соотношении, мас.%:
НПАВ - 7,5-25,0
Указанный сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтештам-кек - 25,0-50,0
Указанный органический растворитель - остальное,
причем плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной или минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы, и его концентрация при введении в водную фазу для образования водной эмульсионно-суспензионной системы варьируется в пределах 0,1-5,0 мас.%.To achieve this goal, a composition is proposed for isolating the zones of absorption and inflow of formation water, including waste from the oil preparation process and an organic solvent, additionally contains a nonionic surfactant, nonionic surfactants, ethoxylated alkyl phenol, for example, OP-10 or neonol AF 9-12 , as waste the oil preparation process using oil sludge cake condensed on tape press filters to content, wt. %: mineral part - 55-65, organic part 20-25, water - the rest, and the mineral part contains SiO 2 + CaCO 3 + MgCOs - 50 wt.%, FeO + Fe 2 O 3 + FeS + Fe 2 S - 50 wt.%, and the organic part consists of asphaltenes, resins, paraffins and oils, as an organic solvent use a mixture of aromatic solvent - nefras - AP 120/200 with a density of 870 kg / m 3 and a mixture of halocarbon hydrocarbons - APC composition with a density of 1550 kg / m 3 in the following ratio, wt.%:
Nonionic surfactants - 7.5-25.0
The specified condensed oil on belt press filters neftstam-kek - 25.0-50.0
The specified organic solvent is the rest,
moreover, the density of the organic solvent is equal to the density of the aqueous phase — fresh or mineralized, used to prepare an aqueous emulsion-suspension system from the composition, and its concentration when introduced into the aqueous phase to form an aqueous emulsion-suspension system varies between 0.1-5.0 wt. .%.
Новым является то, что использование в предлагаемом составе вместо отхода процесса подготовки нефти неопределенного состава (где содержание минеральной фазы колеблется в пределах, мас.% 0,1-25), сгущенного на ленточном пресс-фильтре нефтешлама - (кека) с практически постоянным содержанием механических примесей в пределах мас.% 55-65 значительно повышает закупоривающие свойства водных эмульсионно-суспензионных систем, получаемых из предлагаемого состава. Кроме того, новым является и применение в качестве растворителя неионогенного поверхностно-активного вещества - оксиэтилированного алкилфенола - ОП -10 (ГОСТ 8433-81) или неонола АФ9-12 (ТУ 248- 077-05766801-98) и асфальто-смолистых и парафиновых АСП компонентов кека - сгущенного отхода процесса подготовки нефти, смеси нефраса - АР 120/200 плотностью 890 кг/см3 (ТУ 38.101804-80) и смеси галопроизводных углеводородов - композиции АПК с плотностью 1550 кг/м3 (ТУ 2122-199-05-76-34-68-94) в таком соотношении объемов, при котором плотность смеси равна плотности воды пресной или минерализованной, в которой приготавливают из предлагаемого состава водную эмульсионно-суспензионную систему. Это не только повышает растворяющую способность названной смеси в отношении HПАВ и АСПО, но и повышает агрегативную и седиментационную стабильность конечной системы за счет выравнивания плотностей дисперсионной среды и дисперсионной фазы.New is the fact that the use in the proposed composition instead of leaving the process of oil preparation of an indefinite composition (where the content of the mineral phase varies, wt.% 0.1-25), condensed on a belt press filter of oil sludge - (cake) with an almost constant content mechanical impurities within wt.% 55-65 significantly increases the clogging properties of aqueous emulsion-suspension systems obtained from the proposed composition. In addition, the use of a nonionic surfactant as an oxyethylated alkyl phenol - OP-10 (GOST 8433-81) or neonol AF 9-12 (TU 248-077-05766801-98) and asphalt-resinous and paraffin solvents is also new ASP of the components of cake - condensed waste from the oil preparation process, nefras mixture - AR 120/200 with a density of 890 kg / cm 3 (TU 38.101804-80) and a mixture of halocarbon hydrocarbons - AIC compositions with a density of 1550 kg / m 3 (TU 2122-199-05 -76-34-68-94) in such a ratio of volumes at which the density of the mixture is equal to the density of fresh water or minerals called, in which are prepared from the proposed composition of an aqueous emulsion-suspension system. This not only increases the solubility of the mixture with respect to HPAS and paraffin, but also increases the aggregative and sedimentation stability of the final system due to the alignment of the densities of the dispersion medium and the dispersion phase.
Указанная цель достигается также и тем, что способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий смешение органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти, причем и при приготовлении состава предварительно в органическом растворителе растворяют при перемешивании неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, а плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной или минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы, и его концентрация при введении в водную фазу для образования водной эмульсионно-суспензионной системы варьируется в пределах 0,1-5,0 мас.%. This goal is also achieved by the fact that the method of preparing the composition for isolating the zones of absorption and inflow of formation water into the well, comprising mixing the organic solvent with the waste of the oil preparation process, moreover, when preparing the composition, the nonionic surfactant nonionic surfactants are dissolved in the organic solvent first with stirring , and the density of the organic solvent is equal to the density of the aqueous phase - fresh or mineralized, used to prepare an aqueous emulsion from the composition Zion-suspension system, and its concentration when introduced into the aqueous phase to form an aqueous emulsion-suspension system varies from 0.1-5.0 wt.%.
Для осуществления процесса изоляции зон поглощения или ограничения водопритока пластовых вод предлагаемый состав закачивают в скважину (в зависимости от коллекторских свойств обрабатываемого пласта) в виде 0,1-5,0% водной эмульсионно-суспензионной системы. При этом необходимый объем закачиваемой эмульсионно-суспензионной системы устанавливают по изменению (снижению) приемистости скважины при постоянном давлении нагнетания или по повышению давления нагнетания при постоянном объеме закачки раствора. To implement the process of isolating the absorption zones or limiting the inflow of formation water, the proposed composition is pumped into the well (depending on the reservoir properties of the treated formation) in the form of 0.1-5.0% aqueous emulsion-suspension system. In this case, the required volume of the injected emulsion-suspension system is established by changing (decreasing) the injectivity of the well at a constant injection pressure or by increasing the injection pressure with a constant injection volume of the solution.
Достижение положительного эффекта водоизоляции от применения предлагаемого состава обеспечивается тем, что данный состав при его введении в воду (независимо от ее минерализации) самопроизвольно образует тонкодисперсную эмульсионно-суспензионную систему, обладающую способностью при закачке ее в пласт не только гидрофобизировать в результате адсорбции на породе пласта асфальто-смолистых и парафиновых компонентов высокопроницаемые водонасыщенные интервалы пласта, но и делать их непроницаемыми для воды, но проницаемыми для нефти при адгезионном закреплении в высокопроницаемых участках пласта тонкодисперсных минеральных частиц, прежде всего - гидрофобных частиц сульфида железа и окислов железа. The achievement of the positive effect of water isolation from the use of the proposed composition is ensured by the fact that this composition, when introduced into the water (regardless of its mineralization) spontaneously forms a finely dispersed emulsion-suspension system, which is capable of not only hydrophobizing as a result of its adsorption on the formation rock as a result of adsorption on the formation rock - resinous and paraffin components, highly permeable water-saturated intervals of the reservoir, but also make them impermeable to water, but permeable to oil when dgezionnom securing a highly permeable portions of the formation of fine mineral particles, in particular - the hydrophobic particles of iron sulfide and iron oxides.
Водоизолирующую способность предлагаемого состава определяли в лабораторных условиях на водонасыщенной двухпластовой насыпной модели. Проницаемость низкопроницаемого пласта составляла 0,15 мкм2. Модель имела длину 50 см, диаметр см3. Пористая (высокопроницаемая) среда была представлена кварцевым песком различного фракционного состава, в результате чего достигалась неоднородность модели по проницаемости.The waterproofing ability of the proposed composition was determined in laboratory conditions on a water-saturated two-layer bulk model. The permeability of the low permeability formation was 0.15 μm 2 . The model had a length of 50 cm, diameter cm 3 . The porous (highly permeable) medium was represented by quartz sand of various fractional composition, as a result of which the heterogeneity of the model in permeability was achieved.
На первом этапе экспериментов в двухмерную модель подавалась вода и устанавливалось распределение фильтрационных потоков по отношению к воде. At the first stage of the experiments, water was supplied to the two-dimensional model and the distribution of filtration flows with respect to water was established.
На втором этапе в модель подавались водные эмульсионно-дисперсные системы с разной концентрацией анализируемых составов в объеме, равном суммарному объему двухмерной модели пласта. Оценку эффективности закупоривающего действия водной эмульсионно- суспензионной системы (в относит.%) производили по изменению безразмерной величины
K=Q1/Q2,
где Q1 и Q2 - количество жидкости, отобранной из высоко- и низкопроницаемых зон модели пласта до и после воздействия на модель пласта.At the second stage, water emulsion-disperse systems with different concentrations of the analyzed compositions in a volume equal to the total volume of the two-dimensional reservoir model were fed into the model. The effectiveness of the clogging action of the aqueous emulsion-suspension system (in relative%) was evaluated by changing the dimensionless quantity
K = Q1 / Q2,
where Q1 and Q2 - the amount of fluid taken from the high and low permeability zones of the reservoir model before and after exposure to the reservoir model.
В таблице приведены результаты опытов по исследованию закупоривающего действия водной эмульсионно-суспензионной системы, образуемой предлагаемым составом в зависимости от содержания в системе анализируемого состава (мас. %). Закупоривающий эффект можно получить при использовании предлагаемого состава при его концентрации в воде 0,5 мас.%, т.е. в 20 раз меньшем расходе. Из данных таблицы также следует, что оптимальный диапазон концентраций в воде предлагаемого состава колеблется в пределах 0,1-5,0 мас.%, т.к. при концентрации состава в воде ниже 0,1 мас.% эффект закупоривания высокопроницаемых участков пласта не превышает 10%, далее с повышением концентрации состава в воде эффект закупоривания достигает величины порядка 75% при 5,0% концентрации состава в воде. Дальнейшее повышение концентрации состава в воде нецелесообразно, т. к. эффект закупоривания от применения системы с 10% содержанием состава достигает величины порядка 77,0%, т.е. практически не увеличивается. The table shows the results of experiments on the study of the clogging action of an aqueous emulsion-suspension system formed by the proposed composition depending on the content of the analyzed composition in the system (wt.%). The corking effect can be obtained by using the proposed composition with its concentration in water of 0.5 wt.%, I.e. 20 times less consumption. From the data of the table it also follows that the optimal range of concentrations in the water of the proposed composition ranges from 0.1-5.0 wt.%, Because at a concentration of the composition in water below 0.1 wt.%, the effect of clogging of highly permeable sections of the formation does not exceed 10%, then with increasing concentration of the composition in water, the effect of clogging reaches a value of about 75% at 5.0% concentration of the composition in water. A further increase in the concentration of the composition in water is impractical, because the effect of clogging from the use of a system with a 10% content of the composition reaches a value of about 77.0%, i.e. practically does not increase.
Claims (5)
НПАВ - 7,5-25,0
Указанный сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек - 25,0-50,0
Указанный органический растворитель - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной или минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы.1. The composition for isolating the zones of absorption and inflow of formation water into the well, including the waste of the oil preparation process and an organic solvent, characterized in that it additionally contains a nonionic surfactant nonionic surfactants - ethoxylated alkyl phenol, such as OP-10 or neonol AF 9-12 , as a waste of the oil preparation process, oil sludge cake condensed on belt press filters is used to the content, wt.%: mineral part 55-65, organic part 20-25, water - the rest, and the mineral part contains SiO 2 + CaCO 3 + Mg CO 3 - 50 wt.%, FeO + Fe 2 O 3 + FeS + Fe 2 S - 50 wt.%, And the organic part consists of asphaltenes, resins, paraffins and oils, a mixture of aromatic solvent - nefras AR is used as an organic solvent 120/200 with a density of 870 kg / m 3 and mixtures of halocarbon hydrocarbons — APC compositions with a density of 1550 kg / m 3 in the following ratio, wt.%:
Nonionic surfactants - 7.5-25.0
The specified oil sludge cake thickened on belt press filters is 25.0-50.0
Specified Organic Solvent - Else
2. The composition according to claim 1, characterized in that the density of the organic solvent is equal to the density of the aqueous phase - fresh or mineralized, used to prepare an aqueous emulsion-suspension system from the composition.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99121236A RU2177539C2 (en) | 1999-10-08 | 1999-10-08 | Composition for isolation of lost circulation zones and shutoff of formation water inflows to well and method of composition preparation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99121236A RU2177539C2 (en) | 1999-10-08 | 1999-10-08 | Composition for isolation of lost circulation zones and shutoff of formation water inflows to well and method of composition preparation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99121236A RU99121236A (en) | 2001-08-20 |
| RU2177539C2 true RU2177539C2 (en) | 2001-12-27 |
Family
ID=20225652
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99121236A RU2177539C2 (en) | 1999-10-08 | 1999-10-08 | Composition for isolation of lost circulation zones and shutoff of formation water inflows to well and method of composition preparation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2177539C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| US7891424B2 (en) | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| RU2620670C1 (en) * | 2016-06-04 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of limitation of produced water inflow to production well |
| RU2831300C1 (en) * | 2024-04-18 | 2024-12-03 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Composition based on oil sludge for increasing oil recovery |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3691072A (en) * | 1969-12-31 | 1972-09-12 | Union Oil Co | Soluble oil composition |
| GB1396088A (en) * | 1973-12-28 | 1975-05-29 | Texaco Development Corp | Secondary recovery process using surfactant mixtures |
| US4532053A (en) * | 1982-01-28 | 1985-07-30 | Lion Corporation | Micellar slug for oil recovery |
| RU2068948C1 (en) * | 1990-11-06 | 1996-11-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтяной промышленности | Method for treating strata face zone |
| RU2109939C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-04-27 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Compound for limitation of brine water inflow |
| RU2126082C1 (en) * | 1998-01-20 | 1999-02-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Composition and method for producing water-in-oil emulsions for oil recovery |
| RU2131513C1 (en) * | 1997-11-25 | 1999-06-10 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Composition for shutoff of water inflow in oil wells |
-
1999
- 1999-10-08 RU RU99121236A patent/RU2177539C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3691072A (en) * | 1969-12-31 | 1972-09-12 | Union Oil Co | Soluble oil composition |
| GB1396088A (en) * | 1973-12-28 | 1975-05-29 | Texaco Development Corp | Secondary recovery process using surfactant mixtures |
| US4532053A (en) * | 1982-01-28 | 1985-07-30 | Lion Corporation | Micellar slug for oil recovery |
| RU2068948C1 (en) * | 1990-11-06 | 1996-11-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтяной промышленности | Method for treating strata face zone |
| RU2109939C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-04-27 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Compound for limitation of brine water inflow |
| RU2131513C1 (en) * | 1997-11-25 | 1999-06-10 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Composition for shutoff of water inflow in oil wells |
| RU2126082C1 (en) * | 1998-01-20 | 1999-02-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Composition and method for producing water-in-oil emulsions for oil recovery |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7690429B2 (en) | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US7891424B2 (en) | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| US7870903B2 (en) | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| US8703657B2 (en) | 2005-07-13 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| RU2620670C1 (en) * | 2016-06-04 | 2017-05-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of limitation of produced water inflow to production well |
| RU2831300C1 (en) * | 2024-04-18 | 2024-12-03 | Общество С Ограниченной Ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Composition based on oil sludge for increasing oil recovery |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5222558A (en) | Method of controlling porosity of well fluid blocking layers and corresponding acid soluble mineral fiber well facing product | |
| US4664809A (en) | Groundwater pollution abatement | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| RU2131972C1 (en) | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone | |
| EA017176B1 (en) | Modular oil-based sludge separation and treatment system | |
| CA3024884A1 (en) | Methods of affecting separation | |
| WO2019097272A1 (en) | Surfactant composition for the reinjection of produced water | |
| CN109293052A (en) | A kind of water base rejected well drilling liquid breaks colloid system and preparation method thereof | |
| RU2106484C1 (en) | Method for reagent treatment of well | |
| RU2177539C2 (en) | Composition for isolation of lost circulation zones and shutoff of formation water inflows to well and method of composition preparation | |
| RU2181832C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| RU2071552C1 (en) | Method for isolation of nonuniform oil stratum | |
| RU2086760C1 (en) | Method for removing sedimentations from injection wells | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| ES2859636T3 (en) | Method of removing impurities from a fluid stream | |
| SU1573144A1 (en) | Composition for processing near-face zone of seam | |
| RU2213216C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2235871C2 (en) | Acidic composition for treating face-adjacent bed section | |
| RU2295635C2 (en) | Oil production method | |
| RU2117144C1 (en) | Method for recovery of residual oil | |
| RU2129657C1 (en) | Method of recovery of residual oil from formation | |
| RU2137905C1 (en) | Compound for isolation of brine water in well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091009 |