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 капитальном ремонте скважин. Поставленная цель достигается тем, что в гелеобразующем составе, включающем соляную кислоту, воду и добавку, в качестве добавки используют доменный шлак при следующем соотношении компонентов, мас.%: доменный шлак 3-10, 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], кремнийорганических 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 доменный шлак при следующем соотношении компонентов, мас.%: доменный шлак 3-10, 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 доменных шлаков при приготовлении гелеобразующих составов. Известно использовании составов, образующих гели за счет растворения кремнезема и образования геля кремневой кислоты. Применение доменного шлака дает ранее неизвестный эффект повышения прочности геля, т.е. ускорения гелеобразования. Это обусловлено тем, что доменный шлак 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 А12О3 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".

Доменный шлак является многотоннажным отходом производства и имеет следующий химический состав, %: SiCO2 - 37,46-38,93; Аl2О3 - 8,59-8,79; Fе2O3 - 0,64-0,73; CaO - 42,75-45,80; MgO - 6,15-6,97; SO3 - 0,47, выпускается по ГОСТу 3476-74 "Шлаки доменные и электротермомофосфор-ные гранулированные производства цементов".

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

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

Полученные гелеобразующие композиции на основе доменного шлака, соляной кислоты и воды представляют собой слегка желтоватые растворы с исходной вязкостью 1,56-2,01 мм2/с, которая увеличивается до 30 мм2/с, имеет время гелеобразования от 2 часов до нескольких суток, при концентрациях доменного шлака от 3 до 10 мас.% и соляной кислоты от 6 до 12% мас.

Определение времени гелеобразования проводилось следующим образом. К навеске доменного шлака 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.

В качестве показателя прочности геля была взята его кинематическая вязкость, а критерием гелеобразования было взято время, за которое прочность геля достигает 25 мм2/с и более.

Примеры реализации изобретения Пример 10 (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 74,5 часа (табл. 1). Кинематическая вязкость увеличилась с 2,03 до 25,71 мм2/с (табл. 2).

Пример 2 Смесь, содержащую 5 г доменного шлака, 8 г соляной кислоты (в пересчете на 100% сухого вещества) и 87 г воды, перемешивали на магнитной мешалке в течение 15 минут. Через 60 часов при 20oС маловязкий раствор превратился в неподвижную гелеобразную массу (состав 5, табл.1). Исходная кинематическая вязкость - 2,01 мм2/с через 50 часов достигла значения 26,54 мм2/с.

Пример 3 Смесь, содержащую 10 г доменного шлака, 12 г соляной кислоты (в пересчете на 100% кислоту) и 78 г воды (состав 8, табл.1), перемешивали 15 минут на магнитной мешалке. Время гелеобразования при 20oС составило 5 часов, при 45oС - 1,5 часа. Полученный раствор имел исходную кинематическую вязкость 2,35 мм2/с (Тo=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 доменного шлака. 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 М. А. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М.:Недра, 1985 г.;
2. А.С. 1660949 A1 от 30.09.91, БИ 36;
3. А.с. 1806998, БИ 141993 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 доменный шлак при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Доменный шлак - 3-10
Соляная кислота - 6-12
Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

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

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 нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в нефтяных и газовых скважинах, ликвидации заколонных перетоков, ликвидации поглощений при бурении скважин, и может быть использовано для выравнивания фронта заводнения в нагнетательных скважинах
Наверх