RU2143551C1 - Состав для повышения нефтеотдачи - Google Patents

Состав для повышения нефтеотдачи Download PDF

Info

Publication number
RU2143551C1
RU2143551C1 RU97121318A RU97121318A RU2143551C1 RU 2143551 C1 RU2143551 C1 RU 2143551C1 RU 97121318 A RU97121318 A RU 97121318A RU 97121318 A RU97121318 A RU 97121318A RU 2143551 C1 RU2143551 C1 RU 2143551C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
water
gel
formation
urea
Prior art date
Application number
RU97121318A
Other languages
English (en)
Other versions
RU97121318A (ru
Inventor
Ф.А. Селимов
А.Г. Телин
А.В. Овсюков
Р.Н. Фахретдинов
Н.Ш. Хайрединов
Т.Г. Кононова
Т.А. Исмагилов
Original Assignee
Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" filed Critical Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача"
Priority to RU97121318A priority Critical patent/RU2143551C1/ru
Publication of RU97121318A publication Critical patent/RU97121318A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2143551C1 publication Critical patent/RU2143551C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением, а также для изоляции водопритоков к нефтяным скважинам. Технический результат - расширение температурного диапазона применения состава при одновременном уменьшении времени гелеобразования. Состав содержит, мас. %: хлорид алюминия 20-30, карбамид 35-55, цеолит натрия 0,1-10,0 и воду остальное. При их совместном использовании проницаемость по воде после образования геля снижается примерно в 8,0-8,5 раз. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для увеличения нефтеотдачи пластов наводнением при первичном и вторичном воздействии на пласт, а также изоляции водопритока к нефтяным скважинам.
Известен гелеобразующий состав, включающий оксиэтилцеллюлозу, соль трехвалентного хрома, бентонитовый глинопорошок, щелочь и воду (а.с. N 1592473, кл. E 21 B 33/138, опубл. в БИ N 34, 1990 г.), имеющий время гелеобразования 1,5 - 5.5 ч.
Недостатком данного состава является очень малое время гелеобразования, что не исключает возможности образования геля в стреле скважины или на ее забое. В таком случае закачивать состав в пласт практически невозможно.
Известен также гелеобразующий состав, содержащий гидролизованный полиакриламид, нитрит натрия, хлористый аммоний, соляную кислоту, бихромат натрия или калия и воду (а.с. N 1677260. кл. Е 21 B 33/138. опубл. в БИ N 34, 1991 г.). И хотя состав имеет регулируемый период гелеобразования в диапазоне температур 20-90oC, его существенным недостатком является многокомпонентность, что может привести к технологическим сложностям при его приготовлении.
Наиболее близким техническим решением является состав для повышения нефтеотдачи, содержащий следующие компоненты при их соотношении, мас.%: нитрат или хлорид алюминия (в пересчете на безводные) 2,8-17,0; карбамид 5,0-30,0; вода остальное (а.с. N 1654554, кл. E 21 B 43/22, опубл. в БИ N 21, 1991 г. ). Данный состав может быть использован только для пластов с температурой выше 70oC, т.к. при более низких температурах время гелеобразования велико и даже при температуре 60oC составляет 720 часов.
Таким образом, недостатками указанного состава являются ограниченный температурой 70-90oC диапазон применения состава, большое время его гелеобразования, что технологически невыгодно при обработке скважин.
Кроме того, использование порошкообразного безводного хлорида алюминия, являющегося пожаре- и взрывоопасным реагентом, в условиях приготовления состава непосредственно на скважине влечет за собой целый ряд мероприятий по технике безопасности.
Задачей настоящего изобретения является создание состава с расширенным температурным диапазоном его применения при одновременном уменьшении времени гелеобразования и пожаро-взрывобезопасности.
Поставленная задача решается тем, что известный состав, содержащий соль алюминия - хлорид алюминия, карбамид и воду, дополнительно содержит цеолит натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид алюминия - 20 - 30
Карбамид - 35 - 55
Цеолит натрия - 0,1 - 10,0
Вода - Остальное
Состав может содержать в качестве солей алюминия отходы производства хлорида алюминия, а в качестве карбамида - отход его производства.
Цеолит натрия является продуктом производства Ишимбайского катализаторного завода, выпускается по ТУ-38.1011366-94 и содержит в своем составе 9-16% Na, 30-59% Al, 35-40% Si, менее 1% Ca и К. Цеолит натрия используется для производства синтетических моющих средств. Относится к 4 классу опасности - веществам малоопасным, негорюч, пожаробезопасен и взрывобезопасен. Внешний вид - порошок белого цвета.
Отходы производства хлорида алюминия выпускаются по ТУ-38.102163-84. Отходы карбамида выпускаются по ТУ-38.30236-88.
Состав готовят следующим образом. В реактор, снабженный вращающейся мешалкой и термопарой, вносят водный раствор хлорида алюминия или отходы его производства, затем добавляют карбамид (или отход его производства) при постоянном перемешивании. Температуру в реакторе поддерживают 25-30oC путем подачи пара в охлажденную рубашку. Выдерживают реакционную массу в течение 2-3 часов до образования однородного прозрачного раствора, затем добавляют цеолит натрия, выдерживают раствор еще примерно 1 час, после чего заливают его в железнодорожную цистерну для доставки к месту закачки.
При приготовлении таким образом состава происходит образование геля в пласте, что приводит к селективному блокированию его высокопроницаемых участков.
Использование цеолита натрия совместно с карбамидом и водным раствором хлорида алюминия, который разлагается в пласте под действием температуры, приводит в процессе гелеобразования к получению синергетического эффекта, инициируя образование на более ранней стадии объемного геля из основной массы солей алюминия, что в конечном итоге приводит к снижению времени и температуры гелеобразования.
Эффективность состава была проверена в лабораторных условиях. Проведены исследования времени и температуры гелеобразования от концентрации хлорида алюминия, карбамида и цеолита натрия в водных растворах. Результаты исследований приведены в табл. 1.
Пример 1 (для известного состава).
30,0 г хлористого алюминия и 30 г карбамида растворяли в 40 мл пластовой воды. Полученный состав испытывали на керновом материале. Состав состоит из 16,6% AlCl3, 30% карбамида и 53,4% H2O. Время гелеобразования при 65oC составляет 312 часов, при более низких температурах гель не образуется.
Пример 2. В колбу объемом 2 л загружали при температуре 20oC 600 мл водного раствора AlCl3 (согласно ТУ-38.102163-84), затем при постоянном перемешивании добавляли 400 г карбамида (опыт 2 табл. 1). Смесь выдерживали до полного растворения последнего в течение 20 мин. Полученный раствор помещали в термостатированный шкаф и выдерживали при заданной температуре. Время гелеобразования этого состава при 60oC составляет 250 часов, при 50oC гель не образуется.
Пример 3. Приготовление состава и испытание осуществляют аналогично примеру 1, но с добавкой цеолита в количестве 0,1% (опыт 3 табл. 1). Гель в этом случае образуется и при 50oC.
Водоизолирующая способность геля определялась в лабораторных условиях по следующей методике: через образцы кернов с известными фильтрационно-емкостными свойствами последовательно фильтровалась сначала вода, а затем гелеобразующий реагент. Температура проведения опытов - 70oC и 65oC (опыты 5,8 табл. 1), время гелеобразования - 27 и 86 часов соответственно. После образования геля снова фильтровалась вода и проводилась оценка снижения проницаемости до и после закачки геля.
Проницаемость рассчитывали по формуле
Figure 00000001

где Q - расход жидкости, см3/с;
μ - вязкость воды, спз;
L - длина образца, см;
ΔP - перепад давления, Па;
F - площадь сечения керна, см2.
Результаты опытов приведены в табл. 2.
Как видно из табл. 2, после образования геля проницаемость по воде снижается примерно в 8,0-8,5 раз. Как показали оценочные опыты, гелеобразующая композиция обладает хорошими водоизолирующими свойствами и может быть рекомендована для промысловых испытаний на месторождениях Западной Сибири.

Claims (2)

1. Состав для повышения нефтеотдачи, содержащий соль алюминия - хлорид алюминия, карбамид и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит цеолит натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид алюминия - 20 - 30
Карбамид - 35 - 55
Цеолит натрия - 0,1 - 10,0
Вода - Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве солей алюминия он содержит отходы производства хлорида алюминия.
3. Состав по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве карбамида он содержит отходы его производства.
RU97121318A 1997-12-05 1997-12-05 Состав для повышения нефтеотдачи RU2143551C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU97121318A RU2143551C1 (ru) 1997-12-05 1997-12-05 Состав для повышения нефтеотдачи

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU97121318A RU2143551C1 (ru) 1997-12-05 1997-12-05 Состав для повышения нефтеотдачи

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU97121318A RU97121318A (ru) 1999-09-10
RU2143551C1 true RU2143551C1 (ru) 1999-12-27

Family

ID=20200322

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU97121318A RU2143551C1 (ru) 1997-12-05 1997-12-05 Состав для повышения нефтеотдачи

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2143551C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2577556C1 (ru) * 2015-03-11 2016-03-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления
RU2614827C2 (ru) * 2010-10-04 2017-03-29 Винтерсхол Холдинг ГмбХ Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614827C2 (ru) * 2010-10-04 2017-03-29 Винтерсхол Холдинг ГмбХ Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений
RU2577556C1 (ru) * 2015-03-11 2016-03-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5213446A (en) Drilling mud disposal technique
NO983242L (no) Vandige borevµsker med °ket viskositet og h°y tetthet, og fremgangsmÕte for fremstilling av slike
DK162236B (da) Stofblanding til betjening af borehuller og fremgangsmaade til fremstilling af denne stofblanding
RU2581859C1 (ru) Состав для обработки призабойной зоны пласта
RU2143551C1 (ru) Состав для повышения нефтеотдачи
RU2060360C1 (ru) Тампонажный состав
RU2071555C1 (ru) Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений
US4209409A (en) Drilling fluid additives
RU2143550C1 (ru) Состав для повышения нефтеотдачи
RU2206722C2 (ru) Основа жидкости глушения и заканчивания скважин
RU2798371C1 (ru) Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах
RU2120544C1 (ru) Способ разработки нефтяного месторождения
RU2132458C1 (ru) Жидкость для гидравлического разрыва пласта
SU1663005A1 (ru) Буровой раствор
RU2196883C2 (ru) Состав для повышения нефтеотдачи
SU1749227A1 (ru) Способ приготовлени бурового раствора
RU2806757C1 (ru) Состав для предотвращения проявлений высокоминерализованных флюидов в скважине
SU1709075A1 (ru) Жидкость дл заканчивани и ремонта скважины
RU2357996C1 (ru) Состав для глушения скважин
SU1721220A1 (ru) Состав дл разглинизации скважины
RU1790591C (ru) Комбинированный реагент дл обработки глинистого бурового раствора и способ его приготовлени
RU2092516C1 (ru) Состав для глушения и заканчивания скважин
RU2059059C1 (ru) Газоцементный состав
RU2136717C1 (ru) Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин
SU1587181A1 (ru) Состав дл реагентной разглинизации скважины