гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов

Формула изобретения

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

Описание изобретения к патенту

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 м ³ 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%.