Гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов
Владельцы патента RU 2291890:
Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") (RU)
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано при регулировании фильтрационных потоков нефтяных пластов, ограничении водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, ликвидации заколонных перетоков воды и газа, отключении отдельных обводнившихся интервалов пласта, выравнивании профилей поглощения в нагнетательных скважинах. Гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов, включающий соляную кислоту, цеолитсодержащую добавку и воду, содержит 22%-ную соляную кислоту, а в качестве указанной добавки - жидкий отход производства цеолита NaY-раствор маточный MP-Y при следующем соотношении компонентов, % об.: жидкий отход производства цеолита NaY-раствор маточный MP-Y - 20-50, 22%-ная соляная кислота - 40-50, вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности гелеобразующего состава. 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано при регулировании фильтрационных потоков нефтяных (неоднородных) пластов, ограничении водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, ликвидации заколонных перетоков воды и газа, отключении отдельных обводнившихся интервалов пласта, выравнивании профилей приемистости в нагнетательных скважинах.
Технологическая практика показывает, что наибольший эффект в регулировании фильтрационной проницаемости обводненных пропластков пласта достигается при использовании гелеобразных композиций.
Наиболее перспективным является применение гелеобразующих композиций на базе неорганического сырья, в частности кремнийсодержащих веществ.
Известны составы на основе силикатов щелочных металлов (Пат. США №4257813 кл. 106-74; №4640361 кл. 116-258), а также цеолитов и соляной кислоты (пат. РФ №2148160; №2153067). Механизм образования закупоривающего экрана обусловлен выделением кремниевой кислоты, способной связывать воду с образованием геля.
Недостатком известных составов является их низкая эффективность вследствие высокой скорости гелеобразования или низкой структурной устойчивости геля, а также высокой стоимости цеолитов, что существенно ограничивает их область применения.
Наиболее близким техническим решением является гелеобразующий состав (пат. РФ №2181427), включающий соляную или серную кислоту, воду и отбракованные при производстве цеолитные катализаторы.
Известный состав имеет недостаточную эффективность вследствие низкой растворимости твердых отходов производства цеолитных катализаторов и низкой прочности образующегося геля.
Таким образом, возникает необходимость совершенствования гелеобразующего состава.
Поставленная цель достигается тем, что гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов, включающий соляную кислоту, цеолитсодержащую добавку и воду, согласно изобретению содержит 22%-ную соляную кислоту, а в качестве указанной добавки содержит жидкий отход производства цеолита NaY-раствор маточный MP-Y при следующем соотношении компонентов, об.%:
| жидкий отход | |
| производства цеолита NaY- | |
| раствор маточный МР-Y | 20-50 |
| 22%-ная соляная кислота | 40-50 |
| вода | остальное. |
В качестве компонентов гелеобразующей композиции используются:
- раствор маточный MP-Y - побочный продукт от производства цеолита типа NaY, выпускаемый по ТУ 2163-118-05-76-65-75-2004 и представляющий собой слабоконцентрированный раствор силиката и сульфата натрия с примесью цеолита NaY, рН раствора составляет 12-14;
- соляная кислота, выпускаемая по ТУ 6-01-04689381-85-92, жидкость желтого цвета, плотностью 1113 кг/м3 (22%-ной концентрации).
Гелеобразующие составы легко готовятся обычным смешением раствора маточного MP-Y и соляной кислоты, изначально имеют низкую вязкость (1,2-1,6 мм2/с), широкий диапазон времени гелеобразования (2-12 ч) и высокую прочность образующегося геля.
В лабораторных условиях исследовалось время гелеобразования составов и их прочность.
Для определения времени гелеобразования в пробирку к заданному объему раствора маточного MP-Y приливают определенный объем соляной кислоты и воды, содержимое перемешивают и оставляют при комнатной температуре на гелеобразование. Временем начала гелеобразования считается время потери текучести раствора (табл.1).
| Таблица 1 Время гелеобразования композиции | ||||
| №/№ примера | Гелеобразующий состав, об.% | Время гелеобразования, ч-мин | ||
| раствор маточный MP-Y | 22%-ная соляная кислота | вода | ||
| 1 | 20 | 40 | 40 | 12-00 |
| 2 | 50 | 50 | - | 2-00 |
| 3 | 40 | 40 | 20 | 6-00 |
| 4 | состав по прототипу | 40-00 |
Сравнительная оценка прочности образующихся гелей определялась по предельному напряжению разрушения (максимальное значение динамической вязкости при минимальной скорости сдвига равной 0,9 об/мин) с помощью прибора "FANN". Измерения проводились при температуре 20°С.
| Таблица 2 Результаты исследований по изучению динамической вязкости гелеобразующих композиций | ||||
| Скорость сдвига, об./мин | Динамическая вязкость, сПз | |||
| примеры | ||||
| 1 | 2 | 3 | по прототипу | |
| 0,9 | 49980 | 99990 | 73326 | 7360 |
| 1,8 | 28264 | 65256 | 46520 | 4978 |
| 3,0 | 14352 | 43273 | 21463 | 2773 |
| 6,0 | 8426 | 28365 | 18524 | 1540 |
| 30,0 | 5881 | 1369 | 8568 | 367 |
Из полученных экспериментальных данных видно, что предлагаемые гелеобразующие составы имеют существенно более высокую прочность по сравнению с прототипом.
Таким образом, на основании результатов лабораторных исследований гелеобразующего состава для регулирования проницаемости пластов следует, что заявляемый состав:
1) является гомогенным, готовится простым смешением двух водных растворов (раствора маточного MP-Y и кислоты);
2) имеет низкую начальную вязкость, высокую фильтруемость в пласт и регулируемое время гелеобразования;
3) отверждается во всем объеме и образует высокопрочный гель;
4) состоит из доступных, недорогих компонентов (раствор маточный MP-Y является жидким многотоннажным отходом производства цеолита NaY);
5) позволяет решать проблему утилизации отходов нефтехимических производств.
Эффективность использования предлагаемого гелеобразующего состава подтверждается опытными промысловыми работами, проведенными в 2003-2004 г.г. в ООО "НГДУ Уфанефть".
Пример 1. В нагнетательной скважине Северо-Сергеевского месторождения ведется закачивание воды по пласту Д1. Приемистость скважины при 12,0 МПа составляет 345 м3/сут. Плотность закачиваемой воды равна 1062 кг/м3. В зоне влияния закачивания находятся 6 добывающих скважин. Эффективная нефтенасыщенная толщина 7,2 м. Проницаемость пласта 0,19-0,26 мкм2. Обводненность продукции добывающих скважин 94-97%, среднесуточный дебит нефти 0,6-3,1 т/сут.
В мерной емкости насосного агрегата приготовили и закачали в нагнетательную скважину 25 м3 гелеобразующего состава, содержащего 5 м3 раствора маточного МР-Y, 10 м3 22%-ной соляной кислоты и 10 м3 пресной воды. Скважину остановили на реагирование в течение 24 часов.
В течение 6 месяцев после закачивания состава обводненность продукции добывающих скважин снизилась на 10-15%. За анализируемый период дополнительно добыто 2956 т нефти.
Пример 2. Объектом изоляции является добывающая скважина Волковского месторождения, эксплуатирующая карбонатный пласт турнейского яруса. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 15,0 м. Обводненность добываемой продукции составляет 92,5%, среднесуточный дебит нефти 0,3 т/сут.
В скважину закачали одновременной подачей двумя насосными агрегатами через тройник 20 м3 гелеобразующего состава, содержащего 10 м3 раствора маточного MP-Y и 10 м3 22%-ной соляной кислоты. Скважину остановили на реагирование в течение 24 часов.
В результате закачивания состава произошло снижение обводненности продукции на 22%, среднесуточный дебит нефти увеличился до 2,5 т/сут. На момент оценки эффекта от обработки скважина проработала 4 месяца. За анализируемый период дополнительно добыто 250 т нефти.
Пример 3. Объектом изоляции является добывающая скважина Волковского месторождения, эксплуатирующая карбонатный пласт турнейского яруса. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 24,4 м. Обводненность добываемой продукции 96%, среднесуточный дебит нефти 1,1 т/сут.
Приготовили в мернике насосного агрегата и закачали в скважину 25 м3 гелеобразующего состава, содержащего 10 м3 раствора маточного MP-Y, 10 м3 22%-ной соляной кислоты и 5 м3 пресной воды. Скважину остановили на реагирование в течение 24 часов.
В результате закачивания состава произошло снижение обводненности продукции на 18%, среднесуточный дебит нефти увеличился до 2,3 т/сут.
Продолжительность действия эффекта составила 8 месяцев. За анализируемый период дополнительно добыто 288 т нефти.
Таким образом, среднемесячная дополнительная добыча нефти от применения предлагаемого гелеобразующего состава в одной нагнетательной и двух добывающих скважинах составила, примерно, 194,1 т, при этом обводненность добытой нефти в среднем снизилась на 17%.
Гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов, включающий соляную кислоту, цеолитсодержащую добавку и воду, отличающийся тем, что содержит 22%-ную соляную кислоту, а в качестве указанной добавки он содержит жидкий отход производства цеолита NaY - раствор маточный MP-Y при следующем соотношении компонентов, об.%:
| Жидкий отход производства цеолита | |
| NaY - раствор маточный MP-Y | 20-50 |
| 22%-ная Соляная кислота | 40-50 |
| Вода | Остальное |
