ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ Российский патент 2000 года по МПК E21B33/138 E21B43/32 

Описание патента на изобретение RU2144978C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для регулирования проницаемости пласта, изоляции водопритоков и капитального ремонта скважин (КРС).

Известны составы для регулирования проницаемости высокотемпературных пластов, изоляции водопритоков и КРС, содержащие силикатно-щелочные реагенты, полиакриламид, смолы и т.д. (Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В. В. , и др. "Применение полимеров в добыче нефти" - М., Недра, 1978; Умрихина Е. Н., Блажевич В.А. "Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах" - М., Недра, 1966 г., - 164 с.; Поддубный Ю.А., Сазонова В.М. и др. "Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины"- М., ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", 1977 г., -62 с.).

Недостатком известных технических решений является недостаточная технологическая и экономическая эффективность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является состав на основе силиката натрия, карбамида, хлорида кальция или соляной кислоты и воды (заявка на выдачу патента N 94030107/03, опубликованная в Б. И. N 16, 1996 г.).

Недостатками его является недостаточная эффективность, трудности при дозировке реагентов и приготовлении состава.

Задачей изобретения является повышение эффективности и технологичности состава за счет регулирования времени гелеобразования.

Указанная задача решается заявляемым составом, содержащим гелеобразователь, соляную кислоту, регулятор скорости гелеобразования и воду, в котором в качестве гелеобразователя состав содержит высокоглиноземистый цемент, а в качестве регулятора скорости гелеобразования водорастворимые неионогенные или катионоактивные поверхностно-активные вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%:
высокоглиноземистый цемент - 5 - 10
соляная кислота - 10 - 95
водорастворимое неионогенное или катионоактивное поверхностно-активное вещество - 0,2 - 3
вода - остальное
При этом в качестве регулятора скорости гелеобразования состав может содержать ингибиторы коррозии на основе катионоактивных поверхностно-активных веществ.

Целесообразно, чтобы состав содержал соляную кислоту, содержащую не менее 5% хлористого водорода.

В качестве гелеобразователя состав содержит высокоглиноземистый цемент (ВГЦ), соответствующий ГОСТ 969-91. В качестве регулятора скорости гелеобразования применяют водорастворимые неионогенные или катионоактивные поверхностно-активные вещества (соответственно, НПАВ или КПАВ), а также ингибиторы коррозии на основе КПАВ. Используется соляная кислота, содержащая не менее 5% хлористого водорода.

Состав готовят следующим образом. Регулятор скорости гелеобразования растворяют в соляной кислоте или воде. Затем ВГЦ растворяется при перемешивании в соляной кислоте или в смеси соляной кислоты и воды.

Механизм действия состава следующий. После приготовления состав представляет собой маловязкую подвижную жидкость, которую закачивают в скважину. Затем, через определенное время, происходит образование геля. Образовавшийся гель прекращает фильтрацию через высокопроницаемые водопроводящие зоны и пропластки неоднородного пласта, что способствует выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности добываемой проекции, уменьшению объемов попутно-добываемой воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта. Необходимое время гелеобразования подбирают путем изменения концентраций соляной кислоты и регулятора скорости гелеобразования в составе ВГЦ. Регулятор скорости гелеобразования, адсорбируясь на поверхности растущих мицелл геля, уменьшает или увеличивает скорость их роста и тем самым меняет время гелеобразования. Использование в качестве регулятора скорости гелеобразования КПАВ и ингибиторов коррозии на основе КПАВ приводит к снижению скорости коррозии надземного и подземного оборудования в ходе закачки состава.

Заявляемый состав может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными терригенными коллекторами или при КРС.

Эффективность гелеобразующего состава определяют экспериментально, что иллюстрируется в нижеописанном примере.

Пример 1
Исследование проводили на примере состава на основе ВГЦ II-25 ГОСТ 969-91. Растворы для исследования времени гелеобразования готовили путем растворения навески ВГЦ в соляной кислоте известной концентрации. Регулятор скорости гелеобразования предварительно растворяли в соляной кислоте. Растворение ВГЦ проводили при перемешивании, что сопровождалось выделением тепла. В качестве регулятора гелеобразования использовали неионогенные поверхностные вещества Неонол Аф-6 и Неонол Аф-12.

Определение времени гелеобразования проводили следующим образом. Солянокислотные растворы ВГЦ в запаянных ампулах, помещали в термостат и визуально следили за процессом гелеобразования. Результаты экспериментов приведены в табл. 1.

Данные табл. 1 показывают, что рост концентрации соляной кислоты и ВГЦ приводит к уменьшению времени гелеобразования состава. В то же время, рост концентрации неионогенных поверхностно-активных веществ в составе увеличивает время гелеобразования. В промысловых условиях рост времени гелеобразования повышает эффективность состава за счет более глубокого проникновения в пласт.

Пример 2
Исследование проводили по описанной в примере 1 методике с использованием составов на основе ВГЦ II-25. В качестве регулятора гелеобразования использовали катионоактивное поверхностно-активное вещество Катапин A и ингибитор коррозии Марвилан КО. Результаты эксперимента приведены в табл. 2.

Данные табл.2 показывают, что ингибитор коррозии Марвилан КО увеличивает время гелеобразования состава, а катионоактивное поверхностно-активное вещество Катапин A уменьшает время гелеобразования состава. Таким образом, меняя концентрацию и тип регулятора скорости гелеобразования, можно получать гелеобразующие составы с широким диапазоном времени гелеобразования, что позволяет их эффективно применять при различных геолого-физических характеристиках месторождений и технологических задачах.

Экспериментальные данные показывают, что заявляемый состав можно использовать для регулирования проницаемости высокотемпературных пластов и КРС. Меняя концентрацию гелеобразователя, соляной кислоты и замедлителя гелеобразования, можно получить гелеобразующую композицию с необходимым временем начала гелеобразования.

Применение заявляемого состава в нефтедобывающей промышленности позволят:
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных терригенных коллекторов;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;
- снизить затраты на водоизоляционные работы;
- улучшить охрану окружающей среды.

Похожие патенты RU2144978C1

название год авторы номер документа
ПЕНОГЕЛЬ 2020
  • Катанов Игорь Борисович
  • Катанова Наталья Александровна
RU2753652C1
Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах 2023
  • Кукулинская Екатерина Юрьевна
  • Костюков Сергей Владимирович
  • Супрунов Виталий Александрович
  • Черепенько Алексей Борисович
RU2798371C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ МИНЕРАЛЬНОГО ВОЛОКНА 1997
  • Демина Н.М.
  • Артамонова С.В.
  • Забродина И.П.
  • Жаров А.И.
  • Козлова В.А.
  • Колганова Т.В.
  • Обмелюхина Г.Ф.
RU2129103C1
Способ регулирования проницаемости неоднородной нефтяной залежи 2002
  • Галлямов И.М.
  • Вагапов Р.Р.
  • Плотников И.Г.
  • Мухаметшин М.М.
  • Шувалов А.В.
  • Хлебников В.Н.
  • Овчинников Р.В.
RU2224879C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ МИНЕРАЛЬНОГО ВОЛОКНА 1996
  • Демина Н.М.
  • Прохорова М.И.
  • Артамонова С.В.
  • Рудич М.И.
  • Забродина И.П.
RU2106320C1
СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ В ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СКВАЖИНАХ 1995
  • Кошторев Н.И.
RU2106487C1
ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ 2002
  • Агзамов Ф.А.
  • Акчурин Х.И.
  • Каримов Н.Х.
  • Саид И.А.
  • Аль-Самави А.С.
  • Сабдыков Нур Сабдыкович
  • Сукманский О.Б.
  • Дубинский Г.С.
RU2211914C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ И СПОСОБ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ 2014
  • Гасумов Рамиз Алиджавад-Оглы
  • Вагина Таисия Шаиховна
  • Гаврилов Андрей Александрович
RU2571458C1
Состав для изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам 2022
  • Корнилов Алексей Викторович
  • Рогова Татьяна Сергеевна
  • Лобова Юлия Валентиновна
  • Антоненко Дмитрий Александрович
  • Сансиев Георгий Владимирович
RU2820437C1
СОСТАВ ДЛЯ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ИЛИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 1995
  • Валеева Т.Г.
  • Ефремов А.И.
  • Хлебников В.Н.
  • Шкуро В.Г.
  • Вердеревский Ю.Л.
  • Гоголашвили Т.Л.
  • Зиятдинов И.Х.
  • Желтухин И.А.
RU2100586C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 144 978 C1

Реферат патента 2000 года ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта, изоляции водопритоков и капитального ремонта скважин (КРС). Гелеобразующий состав содержит следующие компоненты, мас. %: высокоглиноземистый цемент 5 - 10, соляная кислота 10 - 95, водорастворимое неионогенное или катионоактивное поверхностно-активное вещество 0,2-3, вода - остальное. В качестве геле-образователя состав содержит высокоглиноземистый цемент (ВГЦ). В качестве регулятора скорости гелеобразования применяют водорастворимые неионогенные и катионоактивные поверхностно-активные вещества (соответственно НПАВ и КПАВ), а также ингибиторы коррозии на основе КПАВ. Используется соляная кислота, содержащая не менее 5% хлористого водорода. Технический результат: повышение эффективности и технологичности состава за счет регулирования времени гелеобразования. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

Формула изобретения RU 2 144 978 C1

1. Гелеобразующий состав, включающий гелеобразователь, соляную кислоту, регулятор скорости гелеобразования и воду, отличающийся тем, что в качестве гелеобразователя состав содержит высокоглиноземистый цемент, а в качестве регулятора скорости гелеобразования водорастворимые неионогенные или катионоактивные поверхностно-активные вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Высокоглиноземистый цемент - 5 - 10
Соляная кислота - 10 - 95
Водорастворимое неионогенное или катионоактивное поверхностно-активное вещество - 0,2 - 3
Вода - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве регулятора скорости гелеобразования он содержит ингибиторы коррозии на основе катионоактивных поверхностно-активных веществ.
3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он содержит соляную кислоту, содержащую не менее 5% хлористого водорода.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2000 года RU2144978C1

RU 94030107 A, 10.06.96
Облегченный тампонажный материал для низкотемпературных скважин 1976
  • Иванова Нина Архиповна
  • Иноземцев Павел Николаевич
  • Головинов Павел Максимович
  • Ковалев Алексей Тимофеевич
  • Новохатский Дмитрий Федорович
  • Рябова Любовь Ивановна
  • Филиппов Валентин Тимофеевич
SU578436A1
Тампонажный раствор 1985
  • Запорожец Лидия Сазоновна
  • Каримов Назиф Ханипович
  • Хахаев Билал Насруллаевич
  • Танкибаев Максут Абилгалиевич
SU1346766A1
Тампонажный материал для "холод-НыХ" СКВАжиН 1979
  • Данюшевский Виктор Соломонович
  • Каримов Назиф Ханипович
  • Перов Анатолий Васильевич
  • Катеев Ирек Сулейманович
  • Филатов Николай Степанович
SU817213A1
US 3507332 A, 21.04.70
US 4695389 A, 29.09.87.

RU 2 144 978 C1

Авторы

Ганиев Р.Р.

Лукьянова Н.Ю.

Рамазанов Р.Г.

Ибрагимов Р.Г.

Хлебников В.Н.

Мухаметзянова Р.С.

Ленченкова Л.Е.

Даты

2000-01-27Публикация

1997-04-17Подача