RU2185504C2 - Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов - Google Patents
Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2185504C2 RU2185504C2 RU2000125013A RU2000125013A RU2185504C2 RU 2185504 C2 RU2185504 C2 RU 2185504C2 RU 2000125013 A RU2000125013 A RU 2000125013A RU 2000125013 A RU2000125013 A RU 2000125013A RU 2185504 C2 RU2185504 C2 RU 2185504C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- composition
- formation
- urea
- aluminum
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий карбамид и водный раствор соли алюминия, содержит в качестве соли алюминия оксихлорид алюминия, с содержанием активного вещества в пересчете на Al2O3 - 10-18 мас.%, дополнительно - хлористый кальций и гидрофобизатор нефтенол ГФ, при следующем соотношении компонентов, мас. %: карбамид 5,0-40,0, гидрофобизатор нефтенол ГФ 0,5-1,0, хлористый кальций 3,0-5,0, водный раствор указанного оксихлорида алюминия - остальное. Технический результат - снижение коррозионной активности, увеличение прочности образующегося в пластовых условиях геля. 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением при первичном и вторичном воздействии на нефтяной пласт.
Известен способ разработки нефтяного месторождения нагнетанием в пласт гелеобразующего состава, содержащего водный раствор жидких алюмосодержащих отходов (20,0-75,0 мас.%), карбамид (15,0-50,0 мас.%) и воду (остальное) [1] . Композиции на основе указанного состава являются в обычных условиях легкоподвижными жидкостями, при нагревании превращающиеся в гель, закупоривающий водопромытые зоны пласта. За счет температуры пласта происходит гидролиз карбамида с образованием аммиака и диоксида углерода. Выделяющийся аммиак, взаимодействуя с солями алюминия, образует гель.
Недостатком использования указанного состава является сложность регулирования процессом образования геля за счет неоднородности свойств используемого сырья - водных растворов жидких алюмосодержащих отходов, а также невысокая прочность образующихся гелей.
Известен состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи, содержащий полиакриламид (0,5-2,5 мас.%), хлорид алюминия (0,4-17,0 мас. %), карбамид (1,5-30,0 мас.%) и воду (остальное) [2]. Недостатком использования указанного состава является низкая технологичность и ограниченная термостабильность (не выше 80oС), связанные с применением полиакриламида.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий карбамид и водный раствор соли алюминия [3].
Недостатками состава по прототипу являются его высокая коррозионная активность, а также сравнительно невысокая прочность образующегося геля, что снижает эффективность его применения.
Целью предложенного изобретения является снижение коррозионной активности, а также увеличение прочности образующегося в пластовых условиях геля.
Поставленная техническая задача решается тем, что гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий карбамид и водный раствор соли алюминия, содержит в качестве соли алюминия оксихлорид алюминия, с содержанием активного вещества в пересчете на Al2O3 - 10-18 мас.%, дополнительно - хлористый кальций и гидрофобизатор нефтенол ГФ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбамид - 5,0-40,0
Гидрофобизатор нефтенол ГФ - 0,5-1,0
Хлористый кальций - 3,0-5,0
Водный раствор указанного оксихлорида алюминия - Остальное
Использование в качестве соли алюминия оксихлорида алюминия значительно способствует снижению коррозионной активности состава, т. к. оксихлорид алюминия представляет собой частично нейтрализованный продукт - Al(OH)2Cl или Al(OH)Cl2 с содержанием в товарном продукте, представляющем собой водный раствор, 10-18 мас.% оксида алюминия (Al2O3).
Карбамид - 5,0-40,0
Гидрофобизатор нефтенол ГФ - 0,5-1,0
Хлористый кальций - 3,0-5,0
Водный раствор указанного оксихлорида алюминия - Остальное
Использование в качестве соли алюминия оксихлорида алюминия значительно способствует снижению коррозионной активности состава, т. к. оксихлорид алюминия представляет собой частично нейтрализованный продукт - Al(OH)2Cl или Al(OH)Cl2 с содержанием в товарном продукте, представляющем собой водный раствор, 10-18 мас.% оксида алюминия (Al2O3).
За счет использования гидрофобизатора нефтенола ГФ, представляющего собой 50%-ный водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов квартенизации третичных алкилдиметиламинов с алкильным радикалом С12-18 и бензилхлорида, - снижается коррозионная активность товарного состава. Нижний предел концентрации ограничивается увеличением скорости коррозии, а верхний - экономической целесообразностью.
Хлористый кальций увеличивает прочность образующего геля гидроксида алюминия за счет образования в результате реакции с двуокисью углерода (выделяющейся при разложении карбамида) устойчивого к гидролизу карбоната кальция. Нижний предел концентрации ограничивается снижением прочности геля, а верхний - растворимостью в составе.
Для исследований использовались:
1. Хлористый алюминий ТУ 38.102163-84.
1. Хлористый алюминий ТУ 38.102163-84.
2. Оксихлорид алюминия ТУ 6-09-05-1456-96.
3. Карбамид ГОСТ 2081-92.
4. Хлористый кальций ГОСТ 450-77.
5. Гидрофобизатор нефтенол ГФ ТУ 2484-035-17197708-97.
6. Вода
- вода пластовая западно-сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см3 с содержанием катионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л.
- вода пластовая западно-сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см3 с содержанием катионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л.
Примеры приготовления составов
Пример 1 (состав 1)
В 92,0 г товарного раствора оксихлорида с содержанием 10 мас.% оксида алюминия (Al2O3) последовательно растворяли 3,0 г хлористого кальция и 5,0 г карбамида, после чего состав был готов для применения.
Пример 1 (состав 1)
В 92,0 г товарного раствора оксихлорида с содержанием 10 мас.% оксида алюминия (Al2O3) последовательно растворяли 3,0 г хлористого кальция и 5,0 г карбамида, после чего состав был готов для применения.
Пример 2 (состав 4)
В 75,3 г товарного раствора оксихлорида с содержанием 14 мас.% оксида алюминия (Al2O3) последовательно растворяли 4,0 г хлористого кальция, 20,0 г карбамида и 0,7 г гидрофобизатора нефтенола ГФ, после чего состав был готов для применения.
В 75,3 г товарного раствора оксихлорида с содержанием 14 мас.% оксида алюминия (Al2O3) последовательно растворяли 4,0 г хлористого кальция, 20,0 г карбамида и 0,7 г гидрофобизатора нефтенола ГФ, после чего состав был готов для применения.
Пример 3 (состав 5)
В 64,0 г товарного раствора оксихлорида с содержанием 18 мас.% оксида алюминия (Al2O3) последовательно растворяли 5,0 г хлористого кальция, 30,0 г карбамида и 1,0 г гидрофобизатора нефтенола ГФ, после чего состав был готов для применения.
В 64,0 г товарного раствора оксихлорида с содержанием 18 мас.% оксида алюминия (Al2O3) последовательно растворяли 5,0 г хлористого кальция, 30,0 г карбамида и 1,0 г гидрофобизатора нефтенола ГФ, после чего состав был готов для применения.
Составы предлагаемого гелеобразующего состава представлены в таблице 1.
Примеры испытания предлагаемых составов
1. Предлагаемые составы были исследованы на коррозионную активность на индикаторе скорости коррозии "Моникоре-1М" согласно методике оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров РД 30-3-611-81.
1. Предлагаемые составы были исследованы на коррозионную активность на индикаторе скорости коррозии "Моникоре-1М" согласно методике оценки агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров РД 30-3-611-81.
2. Для закачки в пласт состав, приготовленный в заводских условиях, используется путем разбавления водой в 5-10 раз, с выдержкой в пласте в течение 24-100 час на гелирование с последующим включением скважины в работу, поэтому для исследований на прочность геля составы, согласно таблице 1, разбавлялись пластовой водой в 5 раз, затем термостатировались при температуре 70oС в течение 3 суток (72 часа), после чего на приборе ВСН-3, согласно инструкции к прибору, были измерены предельные статические напряжения сдвига полученных гелей (СНС1), характеризующие прочность гелей.
Результаты исследований коррозионной активности товарных составов и предельного напряжения сдвига (СНС1) представлены в таблице 2.
Как видно из таблицы 2, заявляемый состав имеет более низкую коррозионную активность, а также при аналогичных концентрациях карбамида - более высокую прочность образуемого геля, что делает более технологичным и эффективным его применение.
3. Дополнительно было проведено испытание фильтрационных свойств разработанного гелеобразующего состава на установке физического моделирования пласта FFES-655. В качестве пористой среды использовалась модель пласта Кустового месторождения, свойства которой представлены в таблице 3.
Модель насыщалась изовисконой моделью нефти Кустового месторождения, состоящей из дегазированной нефти, в которую добавлено 30% керосина.
Для исследований использовался предлагаемый гелеобразующий состав (состав 4), разбавленный в 5 раз западно-сибирской пластовой водой хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см3, с содержанием катионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л. После фильтрации пластовой воды через пористую среду до полного прекращения вытеснения нефти фильтровалась гелеобразующая композиция предлагаемого состава в объеме 0,4 поровых объема с последующей продавкой водой в модель пласта во избежании забивки трубок и торца модели. После чего фильтрация прекращалась на 3 суток для гелеобразования при пластовой температуре (70oС). После остановки фильтрация воды возобновлялась, при этом замерялся перепад давления сразу после выдержки, а также после закачки 9 поровых объемов пластовой воды. Результаты исследований представлены в таблице 4.
Как видно из таблицы 4, в результате фильтрации после 3-х суточной выдержки на гелеобразование при температуре 70oС перепад давления при закачке предлагаемого состава возрос в 25 раз.
Как видно из представленных данных, заявляемый состав обладает более высоким фактором сопротивления, что характеризует его эффективность для повышения нефтеотдачи пластов.
Литература
1. Патент РФ 2076202, Е 21 В 43/22, 1997 г. - аналог.
1. Патент РФ 2076202, Е 21 В 43/22, 1997 г. - аналог.
2. Патент РФ 2120544, Е 21 В 43/22, 1998 г. - аналог.
3. Патент РФ 2055167, Е 21 В 43/22, 1996 г. - прототип.
Claims (1)
- Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий карбамид и водный раствор соли алюминия, отличающийся тем, что он содержит в качестве соли алюминия - оксихлорид алюминия, с содержанием активного вещества в пересчете на Al2O3 - 10-18 мас. %, дополнительно - хлористый кальций и гидрофобизатор нефтенол ГФ при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Карбамид - 5,0 - 40,0
Гидрофобизатор нефтенол ГФ - 0,5 - 1,0
Хлористый кальций - 3,0 - 5,0
Водный раствор указанного оксихлорида алюминия - Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000125013A RU2185504C2 (ru) | 2000-10-04 | 2000-10-04 | Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000125013A RU2185504C2 (ru) | 2000-10-04 | 2000-10-04 | Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2185504C2 true RU2185504C2 (ru) | 2002-07-20 |
Family
ID=20240626
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000125013A RU2185504C2 (ru) | 2000-10-04 | 2000-10-04 | Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2185504C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467165C2 (ru) * | 2010-10-11 | 2012-11-20 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения |
RU2541667C1 (ru) * | 2013-12-24 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
RU2544213C2 (ru) * | 2009-10-21 | 2015-03-10 | Винтерсхалл Холдинг ГмбХ | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений |
RU2747855C2 (ru) * | 2011-08-17 | 2021-05-17 | Винтерсхол Деа ГмбХ | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений |
-
2000
- 2000-10-04 RU RU2000125013A patent/RU2185504C2/ru active
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2544213C2 (ru) * | 2009-10-21 | 2015-03-10 | Винтерсхалл Холдинг ГмбХ | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений |
RU2467165C2 (ru) * | 2010-10-11 | 2012-11-20 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения |
RU2747855C2 (ru) * | 2011-08-17 | 2021-05-17 | Винтерсхол Деа ГмбХ | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений |
RU2541667C1 (ru) * | 2013-12-24 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1228227A (en) | Gel for retarding water flow | |
US4324668A (en) | High viscosity acidic treating fluids and methods of forming and using the same | |
US11248164B2 (en) | Enhanced high temperature crosslinked fracturing fluids | |
GB2332223A (en) | Viscoelastic surfactant based gelling composition for wellbore service fluids | |
CN102796498A (zh) | 泡沫钻井液 | |
US4796700A (en) | Process for retarding fluid flow | |
US4665987A (en) | Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow | |
US4035195A (en) | Crosslinking cellulose polymers | |
US4718491A (en) | Process for preventing water inflow in an oil- and/or gas-producing well | |
CN109439292A (zh) | 黏土稳定剂 | |
RU2185504C2 (ru) | Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов | |
JPH0134555B2 (ru) | ||
JPH02272191A (ja) | ゲル化可能な水性組成物 | |
US4666957A (en) | Gel for retarding water flow | |
RU2279462C1 (ru) | Жидкость глушения нефтегазовой скважины | |
RU2406746C1 (ru) | Термотропный гелеобразующий состав | |
US4931194A (en) | Enhanced oil recovery with high molecular weight polyvinylamine formed in-situ | |
US4664194A (en) | Gel for retarding water flow | |
RU2630007C2 (ru) | Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин | |
RU2307146C2 (ru) | Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
RU2280757C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2772651C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
CA2449083A1 (en) | Thermal extenders for well fluid applications | |
SU1730432A1 (ru) | Гелеобразующий состав дл изол ционных работ в скважине |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20080410 |