гелеобразующий состав

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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.