Гелеобразующий состав


 


Владельцы патента RU 2472836:

Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и прорыва газа в нефтяные скважины. Технический результат - расширение температурного интервала применения гелеобразующего состава, регулируемое время гелеобразования в температурном интервале 40-80°C, высокий эффект изоляции, снижение кислотности гелеобразующего состава. Гелеобразующий состав включает, мас.%: цеолит кристаллический NaX 9-22; гидроксохлористый алюминий остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и прорыва газа в нефтяные скважины.

Известны гелеобразующие композиции для регулирования проницаемости высокотемпературных пластов на основе соли алюминия, карбамида и воды (пат. РФ №1654554, МПК 7 E21B 43/22, опубл. 07.06.91; пат. РФ №2120544, МПК 7 E21B 43/22, опубл. 20.10.98). Образующийся гель является неустойчивым вследствие синерезиса при повышенных пластовых температурах. Синерезис, сопровождающийся рекристаллизацией геля гидроксида алюминия, усиливается под действием сдвиговых нагрузок.

Известен гелеобразующий состав на основе цеолитсодержащего компонента, изготовленного по ТУ 38.1011366-94, и соляной кислоты (Овсюков А.В. и др. Исследование гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента. Нефтепромысловое дело, №11, 1996, с.25). Недостатком известного технического решения является кратковременность эффекта водоизоляции, обусловленная низкой концентрацией цеолита и, как следствие, низкой прочностью образующегося геля с последующим его размыванием в пласте. Увеличение концентрации цеолита приводит к резкому сокращению времени гелеобразования, что недопустимо при проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР).

Наиболее близким к предлагаемому составу является гелеобразующая система, состоящая из цеолита NaA, соляной кислоты и хлористого алюминия (алюмохлорида), (пат. РФ №2148160, МПК 7 E21B 43/22, E21B 43/32, опубл. 27.04.2000), взятых в следующем соотношении, мас.%:

Цеолит 4,0-8,0
Алюмохлорид 10,0-28,0
Соляная кислота 2,0-4,6
Вода остальное

Цеолит по прототипу содержит в своем составе окислы кремния, натрия, алюминия в определенном соотношении: NaAlSiO4(2…3)H2O, выпускается по ТУ 381011366-94.

Недостатком указанного состава является узкая область его применения, ограниченная умеренными пластовыми температурами (20-30°C) и терригенным типом коллектора, что обусловлено высокой скоростью гелеобразования в высокотемпературных пластах, не приемлемой для проведения технологий РИР, и высокой кислотностью состава (pH менее 1 ед.). Соответственно, возникает проблема применения изолирующего гелеобразующего состава при высоких пластовых температурах и в карбонатных коллекторах.

Задачей изобретения является расширение температурного интервала применения гелеобразующего состава и снижение его кислотности.

Указанная задача решается тем, что гелеобразующий состав, включающий алюмосиликат цеолит и инициатор гелеобразования на основе соединения алюминия, отличается тем, что в качестве алюмосиликата содержит цеолит кристаллический NaX, a в качестве инициатора гелеобразования - гидроксохлористый алюминий при следующем соотношении компонентов, мас.%:

цеолит кристаллический NaX 9-22
гидроксохлористый алюминий остальное

В предлагаемом составе в качестве гелеобразующего реагента-алюмосиликата используется цеолит кристаллический NaX - мелкодисперсный порошок белого цвета, производимый ООО «Салаватский катализаторный завод» по СТО 05766575-002-2009. Химический состав кристаллического цеолита NaX (Na2O·Al2O3·2,45SiO2·6,0H2O) представлен следующим соотношением компонентов, мас.%:

Na2O 14,8
Al2O3 24,3
SiO2 35,1
H2O 25,8

В качестве инициатора гелеобразования применяется гидроксохлористый алюминий, выпускаемый в соответствии с ТУ 38.102163-84 и представляющий собой жидкость светло-желтого или серого с зеленоватым оттенком цвета плотностью 1,181-1,247 г/см3 с содержанием основного вещества в пересчете на AlCl3 в пределах 200-300 г/л.

Основное отличие предлагаемого цеолита кристаллического NaX от NaA (по прототипу) заключается в высоком содержании оксида кремния и щелочи. При получении цеолита кристаллического NaX мольное отношение SiO2:Al2O3 в гидрогеле перед кристаллизацией составляет 2,4-4,0, при получении цеолита NaA - 1,7-1,9. Мольное соотношение Na2O:Al2O3 соответственно составляет 2,7-5,2 и 2,3-2,5. Количественное различие составов цеолитов NaX и NaA обусловливает их различную структуру и, следовательно, разное поведение в процессе гелеобразования в кислой среде.

Цеолит кристаллический NaX обладает повышенной устойчивостью к кислотам, в отличие от цеолита NaA, поэтому его растворение в кислотообразующем реагенте с последующим выделением кремниевой кислоты и гелеобразованием, за приемлемое для проведения РИР время, происходит при повышенных температурах. Снижению кислотности предлагаемого состава по сравнению с известным способствует увеличение количества щелочного реагента - цеолита кристаллического NaX и замена соляной кислоты гидроксохлористым алюминием.

В лабораторных условиях гелеобразующие составы готовили смешением цеолита кристаллического NaX и гидроксохлористого алюминия плотностью 1,200 г/см3 и концентрацией хлористого алюминия, равной 250 г/л, в определенных соотношениях при комнатной температуре. Образовавшуюся мелкодисперсную взвесь термостатировали при температурах 40-80°C. Время гелеобразования определяли по потере текучести исходного раствора. Результаты лабораторных исследований свойств составов сведены в таблицу.

Лабораторные исследования показали (таблица), что с увеличением количества цеолита кристаллического NaX и температуры время гелеобразования сокращается. Предлагаемый интервал концентраций цеолита кристаллического NaX 9-22 мас.% обусловлен оптимальными временем гелеобразования и прочностными свойствами неорганического геля. При концентрациях цеолита кристаллического NaX менее 9 мас.% снижается прочность образующегося геля, а более 22 мас.% - сокращается время гелеобразования, что не удовлетворяет требованиям, предъявляемым к тампонажным составам для проведения РИР в нефтяных и газовых скважинах.

В таблице для сравнения приведены данные по времени гелеобразования известного состава на основе цеолита NaA с добавлением хлористого алюминия и соляной кислоты (по прототипу). Видно, что уже при температуре 40°C (нижняя граница исследуемого интервала температур) время гелеобразования указанного состава составляет всего 30 минут, что неприемлемо для проведения РИР.

Данные по времени гелеобразование цеолита кристаллического NaX в присутствии гидроксохлористого алюминия
№ п/п Температура, °C Гелеобразующий состав, мас.% Время гелеобразования, час-мин
Цеолит NaX AlCl3 вода
гидроксохлористый алюминий, ρ=1200 кг/м3 HCl
состав по прототипу (цеолит NaA)
40 8 28 остальное 4,6 0-30
предлагаемый состав
1 40 22 остальное - 4-10
2 40 17 остальное - 4-40
3 40 14 остальное - 5-40
4 40 12 остальное - 8-20
5 50 22 остальное - 3-00
6 50 17 остальное - 4-00
7 50 14 остальное - 5-00
8 50 12 остальное - 8-00
9 50 11 остальное - 8-30
10 60 17 остальное - 1-00
11 60 14 остальное - 2-30
12 60 12 остальное - 6-00
13 60 11 остальное - 5-20
14 70 12 остальное - 1-40
15 70 11 остальное - 3-00
16 70 10 остальное - 4-40
17 80 10 остальное - 1-10
18 80 9 остальное - 2-20

Оценку закупоривающей способности предлагаемого гелеобразующего состава производили на естественных кернах. Сначала определяли первоначальную проницаемость керна моделью пластовой воды минерализацией 15 г/л (KCl), затем в обратном направлении фильтровали гелеобразующий состав в объеме одного объема пор и выдерживали при заданной температуре в статических условиях в течение 12 часов для гелеобразования. После этого определяли проницаемость керна по воде в первоначальном направлении, моделируя депрессию на пласт. Расход технологических жидкостей на всех этапах фильтрации поддерживали постоянным.

Эффект изоляции Э рассчитывали следующим образом:

где K1, К2 - проницаемость модели пористой среды по воде до и после фильтрации гелеобразующего состава.

Для оценки закупоривающей способности предлагаемого состава были выбраны составы по примерам 1 и 18 (см. таблицу) соответственно с верхним и нижним концентрационным пределом цеолита кристаллического NaX в гелеобразующем составе.

Пример 1. Экстрагированный и высушенный керн насыщали моделью пластовой воды, определяли его начальную проницаемость по воде (К1=0,047 мкм2). После этого в обратном направлении фильтровали гелеобразующий состав, содержащий 22 г цеолита кристаллического NaX в 65 мл гидроксохлористого алюминия (см. в таблице, пример 1), керн термостатировали при температуре 40°C в течение 12 ч и после определяли его конечную проницаемость (К2=0,00041 мкм2) закачкой воды в первоначальном направлении. Рассчитывали эффект изоляции. Этот показатель составил 99,1%.

Пример 18. Аналогичен примеру 1, отличается составом гелеобразующей композиции (9 г цеолита кристаллического NaX растворили в 76 мл гидроксохлористого алюминия) и температурой, при которой термостатировали керн с гелеобразующим составом: 80°С. Эффект изоляции в данном примере составил 94,7%.

Таким образом, расширен относительно прототипа температурный интервал применения гелеобразующего состава и снижена его кислотность. Предлагаемый состав выгодно отличается от известного регулируемым временем гелеобразования (1,0-8,5 ч) в температурном интервале 40-80°C и высоким эффектом изоляции (99,1% и 94,7%). Предлагаемый состав прост в приготовлении и не требует специальной техники при использовании в промысловых условиях.

Гелеобразующий состав, включающий алюмосиликат цеолит и инициатор гелеобразования на основе соединения алюминия, отличающийся тем, что в качестве алюмосиликата содержит цеолит кристаллический NaX, а в качестве инициатора гелеобразования - гидроксохлористый алюминий при следующем соотношении компонентов, мас.%:

цеолит кристаллический NaX 9-22
гидроксохлористый алюминий остальное


 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к составам облегченных тампонажных растворов, предназначенных для крепления обсадных колонн в условиях нормальных и аномально-низких пластовых давлений, а также в интервалах с преобладанием многолетних мерзлых пород.

Изобретение относится к разрушающим композициям для регулированного разрушения текучих сред разрыва боратного структурирования и способу их получения и использования, при этом композиция включает окислительный компонент и сложноэфирный компонент.

Изобретение относится к тампонажным растворам для изоляции продуктивных пластов при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области цементирования обсадных колонн, капитальному ремонту скважин, изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых перетоков, и используется в качестве индикатора для получения раствора с информативными свойствами о качестве цементирования, определения интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределения его по вертикали за колонной.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям с информативными свойствами о качестве цементирования, определении интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределении его объемов по вертикали за колонной при цементировании обсадных колонн, эксплуатации, изоляции пластовых вод, капитальном ремонте и ликвидации скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°С.
Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением - АНПД, а именно к облегченным тампонажным смесям с высокими изолирующими свойствами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, конкретно к производству проппантов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности, к тампонажным смесям, предназначенным для изоляции зон интенсивного (полного) поглощения

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин
Наверх