Гелеобразующий состав

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков нефтяных пластов, при капительном ремонте скважин. Гелеобразующий состав, включающий соляную кислоту, воду и добавку, в качестве добавки содержит шлакопортландцемент при следующем соотношении компонентов, мас. %: шлакопортландцемент 4-10, соляная кислота 6-12, вода - остальное. Технический результат - увеличение скорости гелеобразования. 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков нефтяных пластов, при капитальном ремонте скважин.

Наибольший эффект в регулировании фильтрационной проницаемости обводненных пропластков достигается при использовании гелеобразных композиций. Наиболее перспективным является применение гелеобразующих композиций.

Известны гелеобразующие составы на основе различных химических реагентов, в частности, полимеров [1], кремний-органических материалов на основе олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (торговое название 119-204) [2, 3]. Известны также гелеобразующие составы на основе силикатов [4, 5], хлорида алюминия [6, 7]. Известен также гелеобразующий состав на основе силикатов натрия [8].

Недостатком известных составов являются их низкая эффективность из-за сложности регулирования скорости гелеобразования, низкой структурной устойчивости, а также высокая стоимость гелеобразующих компонентов, что существенно ограничивает область применения составов.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому, т.е. прототипом является гелеобразующий состав [9], включающий в себя соляную кислоту, воду и добавку из класса алюмосиликатов, в качестве которой используется нефелин при следующем соотношении компонентов, мас.%: Нефелин - 4-10 Соляная кислота - 6-10 Вода - Остальное Недостатком этого состава являются низкая скорость гелеобразования, недостаточная прочность получаемых гелей, небольшое снижение проницаемости породы после закачивания в них гелеобразующей композиции.

Целью предлагаемого изобретения является увеличение скорости гелеобразования.

Поставленная цель достигается тем, что гелеобразующий состав, включающий соляную кислоту, воду и добавку, в качестве добавки он содержит шлакопортландцемент при следующем соотношении компонентов, мас.%: шлакопортландцемент 4-10, соляная кислота 6-12, вода остальное.

Таким образом, в предлагаемом изобретении используется новый ингредиент, что дает основание утверждать о соответствии предлагаемого решения критерию "новизна".

В научно-технической и патентной литературе ранее не приводились сведения об использовании шлакопортландцементов при приготовлении гелеобразующих составов. Известно использование составов, образующих гели за счет растворения кремнезема и образования геля кремневой кислоты. Применение шлакопортландцементов дает ранее неизвестный эффект повышения прочности геля, т.е. ускорения гелеобразования. Это обусловлено тем, что шлакопортландцемент содержит оксид кальция и некоторое количество оксида алюминия. Благодаря проявлению алюминием амфотерных свойств, в системе образуется гидроксид алюминия, способствующий созданию пространственной структуры, упрочняющей образуемый гель. Благодаря присутствию СаО и Аl2О3 возможно также образование гидроалюминатов Са, которые вносят свой вклад в формирование прочности полученного геля.

Таким образом, сказанное выше указывает на соответствие заявляемого изобретения критерию "изобретательский уровень".

Шлакопортландцемент имеет следующий химический состав: SiO2 - 28,330-30,95%, Аl2O3 - 6,40-8,60%; Fe2О3 - 1,50-2,50; CaO - 50,30-53,80%; MgO - 2,60-4,50%; Na2O - 0,20-0,30%; К2О - 0,20-0,30%, выпускается по ГОСТу 10178-85 с изм. 1.

Соляная кислота выпускается по ТУ 6-01-04689381-85-92. Жидкость желтого цвета, плотностью 1,11 г/см3, 22%-ной концентрации.

В исследованиях использовался шлакопортландцемент марки 300, выпускаемый ОАО "Новотроицкий цементный завод". Прочность геля и время гелеобразования регулируются изменением концентрации исходных компонентов.

Полученные гелеобразующие композиции на основе шлакопортландцемента марки 300, соляной кислоты и воды представляют собой слегка желтоватые растворы с исходной вязкостью 1,7-2,5 мм2/с, которая увеличивается до 30 мм2/с, имеет время гелеобразования от 2 часов до нескольких суток, при концентрациях шлакопортландцемента от 4 до 10 мас.% и соляной кислоты от 6 до 12 мас.%.

Определение времени гелеобразования проводилось следующим образом. К навеске шлакопортландцемента приливают раствор рабочей концентрации кислоты и тщательно перемешивают в течение 15 минут. Приготовленные гелеобразующие составы разливают в пробирки и помещают в термостат при испытуемой температуре. Если раствор при наклоне пробирки не растекается, то это время считается временем начала гелеобразования.

Исследование реологических свойств гелей проводилось измерением кинематической вязкости с помощью капиллярного вискозиметра.

Примеры реализации изобретения Пример 1 (прототип, известный состав) 7 г нефелина, 7 г соляной кислоты (в пересчете на 100% сухого вещества) растворяли в 86 г воды, в течение 30 минут перемешивая с помощью магнитной мешалки. Затем раствор сливали с осадка. Время гелеобразования при 20oС составляет 74 часа. Кинематическая вязкость увеличилась с 2,03 до 25,71 мм2/с (табл. 2).

Пример 2 Смесь, содержащую 5 г шлакопортландцемента марки 300, 10 г соляной кислоты (в пересчете на 100% сухого вещества) и 85 г воды, перемешивали на магнитной мешалке в течение 15 минут. Через 60 часов при 20oС маловязкий раствор превратился в неподвижную гелеобразную массу (состав 3, табл. 1). Исходная кинематическая вязкость - 1,78 мм2/с через 70 часов достигла значения 28,35 мм2/с.

Пример 3 Смесь, содержащую 9 г шлакопортландцемента марки 300, 12 г соляной кислоты (в пересчете на 100% кислоту) и 79 г воды (состав 6, табл. 1), перемешивали 15 минут на магнитной мешалке. Время гелеобразования при 20oС составило 18 часов, при 45oС - 6,5 часов. Полученный раствор имел исходную кинематическую вязкость 1,79 мм2/с (Т=20oС).

При промышленной реализации предлагаемого изобретения получение гелеобразующего состава проводится следующим образом.

В емкость цементировочного агрегата заливается 2370 л воды, в которой разводится 360 кг соляной кислоты (в пересчете на сухое вещество), после тщательного перемешивания полученной смеси к ней добавляется 270 кг шлакопортландцемента марки 300. Полученная смесь перемешивается не менее 30 минут путем круговой циркуляции. Затем полученная смесь через насосно-компрессорные или бурильные трубы закачивается в пласт и оставляется для ее структурирования и упрочнения геля в порах пласта.

После тщательного перемешивания полученной смеси к ней добавляется 270 кг шлакопортландцемента марки 300. Полученная смесь перемешивается не менее 30 минут путем круговой циркуляции. Затем полученная смесь через насосно-компрессорные или бурильные трубы закачивается в пласт и оставляется для ее структурирования и упрочнения геля в порах пласта.

Концентрация кислоты подбиралась таким образом, чтобы время гелеобразования было больше, чем время между смешиванием композиции и прохождением этой композиции до забойной зоны скважины.

Лабораторные испытания по водоизоляции проводили на установке УИПК (установка для исследования проницаемости керна).

Эксперименты проводились в следующей последовательности: образцы керна экстрагировались и определялась их проницаемость по газу. Проводилось насыщение керна водой под вакуумом. Керн помещали в кернодержатель установки УИПК и определяли его проницаемость по воде, затем в керн закачивали гелеобразующий состав. Керн выдерживали 48-72 часа для формирования структуры геля, после чего определяли его проницаемость по воде. Результаты лабораторных исследований фильтрации приведены в табл. 3.

Источники информации 1. Сургучев M. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985 г.

2. А.с. 1680949 A1 от 30.09.91, БИ 36.

3. А.с. 1808998, БИ 14, 1993 г.

4. Пат. США 4257813, кл. 106-74.

5. Пат. США 4640361, кл. 116-258.

6. Пат. РФ 2061856.

7. Пат. РФ 2066743.

8. Пат. РФ 2065442.

9. Пат. РФ 2089723 "Способ разработки нефтяных месторождений", 11.12.97 (прототип).


Формула изобретения

Гелеобразующий состав, включающий соляную кислоту, воду и добавку, отличающийся тем, что в качестве добавки он содержит шлакопортландцемент при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Шлакопортландцемент - 4-10
Соляная кислота - 6-12
Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод в нагнетательных и добывающих скважинах при разработке нефтяных месторождений заводнением

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к способам повышения нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающей скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для нейтрализации сероводорода в скважине в процессе ее эксплуатации в условиях сероводородной агрессии

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к составам для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах, для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением и снижения проницаемости интервалов пласта в нагнетательных скважинах с терригенными и карбонатными коллекторами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в нагнетательных и добывающих скважинах

Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибирования сероводородной коррозии и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для предотвращения роста СВБ в нефтепромысловых средах и заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков нефтяных пластов
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к способу изоляции вод в порово-трещиноватых коллекторах нефтяного пласта

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к способам получения тампонажных составов, предназначенных для крепления обсадных колонн как низко-, так и высокопродуктивных пластов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, к способам изоляции водопритока в нефтяной скважине с использованием водорастворимых полимеров акрилового ряда

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно для выравнивания фронта вытеснения в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способу ограничения водопритока в нефтяной скважине путем создания водоизолирующих экранов в высокопроницаемых водонасыщенных интервалах карбонатного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритоков в добывающие скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к составу материала для крепления и изоляции обсадных труб в скважине, а также к трубопроводному транспорту, в частности к материалу и его составу для изоляции труб

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к тампонажным материалам пониженной плотности и может быть использовано при цементировании скважин, осложненных наличием проницаемых, слабосвязанных и склонных к гидроразрыву пород

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков нефтяных пластов, при капитальном ремонте скважин
Наверх