RU2820437C1 - Composition for isolation of water influx to producing oil wells - Google Patents
Composition for isolation of water influx to producing oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2820437C1 RU2820437C1 RU2022133340A RU2022133340A RU2820437C1 RU 2820437 C1 RU2820437 C1 RU 2820437C1 RU 2022133340 A RU2022133340 A RU 2022133340A RU 2022133340 A RU2022133340 A RU 2022133340A RU 2820437 C1 RU2820437 C1 RU 2820437C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- gel
- aluminum
- urea
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 100
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 68
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 8
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract description 6
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 28
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical class [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 11
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 9
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- -1 polyoxychloride Polymers 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 26
- 238000001879 gelation Methods 0.000 abstract description 26
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 30
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 9
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 229910018626 Al(OH) Inorganic materials 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 2
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229960004011 methenamine Drugs 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N D-Mannitol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- 229930195725 Mannitol Natural products 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229940024545 aluminum hydroxide Drugs 0.000 description 1
- 229940024546 aluminum hydroxide gel Drugs 0.000 description 1
- NNCOOIBIVIODKO-UHFFFAOYSA-N aluminum;hypochlorous acid Chemical compound [Al].ClO NNCOOIBIVIODKO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K aluminum;trihydroxide;hydrate Chemical compound O.[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000000338 in vitro Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000594 mannitol Substances 0.000 description 1
- 235000010355 mannitol Nutrition 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться в пластах с температурой выше 60°С, в том числе карбонатных, для изоляции водопритоков в добывающие скважины, связанных с прорывом подошвенной, краевой или закачиваемой воды, а также нарушением целостности конструкции скважин.The invention relates to the oil production industry and can be used in formations with temperatures above 60°C, including carbonate ones, to isolate water inflows into production wells associated with breakthrough of bottom, marginal or injected water, as well as violation of the integrity of the well structure.
Известен гелеобразующий состав для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и прорыва газа в нефтяные скважины, включающий цеолит кристаллический NaX (9-22 мас. %) и гидроксохлористый алюминий (остальное) (а.с. №. 2472836, МПК C09K 8/504, опубл. 20.01.2013). Недостатком данного состава является наличие в составе композиции дисперсных частиц кристаллического цеолита, не позволяющих композиции проникать в пористую среду и тем самым ограничивающим применение состава трещиноватыми интервалами в пределах пласта и заколонного пространства скважины, а также малое время образования геля (до 9 ч), не позволяющее создавать протяженные гелевые экраны, обеспечивающие более длительную изоляцию прорыва воды.A known gel-forming composition for limiting water inflow into oil and gas wells and gas breakthrough into oil wells, including crystalline zeolite NaX (9-22 wt.%) and aluminum hydroxychloride (the rest) (AS No. 2472836, IPC C09K 8/504 , published 01/20/2013). The disadvantage of this composition is the presence in the composition of dispersed particles of crystalline zeolite, which do not allow the composition to penetrate into the porous medium and thereby limit the use of the composition to fractured intervals within the formation and annulus of the well, as well as the short time of gel formation (up to 9 hours), which does not allow create extended gel screens that provide longer-term isolation of water breakthrough.
Известен состав для увеличения нефтеотдачи, содержащий (мас. %): хлорид алюминия - 20-30; карбамид - 30-55; серную кислоту - 0,1-10,0 и воду - остальное (а.с. 2143550, МПК Е21В 43/22, Е21В 33/138, опубл. 27.12.1999). При их совместном использовании проницаемость по воде после образования геля снижается примерно в 9,2-9,5 раз. Недостатком данного состава при использовании для изоляции воды из отдельных интервалов нефтенасыщенного пласта является использование серной кислоты, применение которой может приводить к образованию труднорастворимых эмульсий в контакте с нефтью при наличии вертикальных перетоков, что будет осложнять последующий вызов притока из пласта. Также данный состав не подходит для использования в карбонатных пластах из-за того, что кислота будет интенсивно реагировать с породой пласта с образованием новых каналов фильтрации воды.A known composition for increasing oil recovery contains (wt.%): aluminum chloride - 20-30; urea - 30-55; sulfuric acid - 0.1-10.0 and water - the rest (AS 2143550, IPC E21B 43/22, E21B 33/138, publ. 12/27/1999). When used together, the water permeability after gel formation is reduced by approximately 9.2-9.5 times. The disadvantage of this composition when used to isolate water from certain intervals of an oil-saturated formation is the use of sulfuric acid, the use of which can lead to the formation of sparingly soluble emulsions in contact with oil in the presence of vertical flows, which will complicate the subsequent influx from the formation. Also, this composition is not suitable for use in carbonate formations due to the fact that the acid will react intensively with the formation rock to form new water filtration channels.
Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам, включающий полиакриламид (ПАА), карбамид, соль алюминия и воду, где в качестве соли алюминия используют твердый пентагидроксихлорид алюминия и при содержании ПАА в составе 0,35-0,5 мас. % (а.с. 2396419, МПК Е21В 33/138, C09K 8/508, опубл. 10.08.2010). Недостатком данного состава является снижение структурно-механических свойств гелеобразующего состава в процессе его закачки в пористую среду за счет механической деструкции и адсорбции полиакриламида при прохождении через устья поровых каналов.A gel-forming composition is known for isolating water inflow to oil production wells, including polyacrylamide (PAA), urea, aluminum salt and water, where solid aluminum pentahydroxychloride is used as the aluminum salt and with a PAA content of 0.35-0.5 wt. % (ac. 2396419, IPC E21B 33/138, C09K 8/508, published 08/10/2010). The disadvantage of this composition is the reduction in the structural and mechanical properties of the gel-forming composition during its injection into a porous medium due to mechanical destruction and adsorption of polyacrylamide when passing through the mouths of pore channels.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов, применяемый для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, включающий карбамид (15,0-25,0 мас. %), алюминий хлорид (2,0-5,0 мас. %), водорастворимый полимер - метилцеллюлозу (0,5-1,0 мас. %) и воду (остальное) (а.с. 2174592, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.10.2001). Представленный состав недостаточно эффективен, так как биополимерные системы подвержены биодеградации, при этом в составе композиции не представлено использование реагентов-биоцидов для долговременной стабилизации получаемого состава.A known composition for enhancing oil recovery is used to limit water inflow into oil and gas wells and level the injectivity profile in injection wells, including urea (15.0-25.0 wt.%), aluminum chloride (2.0-5.0 wt. .%), water-soluble polymer - methylcellulose (0.5-1.0 wt. %) and water (the rest) (AS 2174592, IPC E21B 43/22, published 10.10.2001). The presented composition is not effective enough, since biopolymer systems are subject to biodegradation, while the composition does not include the use of biocidal reagents for long-term stabilization of the resulting composition.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий соль алюминия, карбамид, уротропин, поливиниловый спирт (ПВС), борную кислоту, полиолы - многоатомные спирты (глицерин сорбит, или маннит) и воду при следующем содержании компонентов: соль алюминия AlCl3 - в пересчете на безводную соль - 2,0-8,0; карбамид - 4,0-20,0; уротропин - 2,0-8,0; ПВС - 1,0-5,0; борная кислота - 0,5-1,0; полиол - 2,0-20, вода - остальное (а.с. 2746609, МПК C09K 8/60, Е21В 43/16, опубл. 16.04.2021). Представленный состав недостаточно эффективен, так как использование многоатомных спиртов предполагает приготовление стабильной композиции на пресной воде, что ограничивает область применения в условиях высокой минерализации имеющейся подтоварной (попутной) воды на месторождении и отсутствии источников пресной воды для подготовки необходимого объема композиции, также при значительном различии между компонентным составом воды для приготовления геля и компонентным составом пластовой воды может наблюдаться снижение прочности и деградация структуры геля на фронте контакта с высокоминерализованной пластовой водой.A known composition for enhancing oil recovery contains aluminum salt, urea, methenamine, polyvinyl alcohol (PVA), boric acid, polyols - polyhydric alcohols (glycerol sorbitol, or mannitol) and water with the following component content: aluminum salt AlCl 3 - in terms of anhydrous salt - 2.0-8.0; urea - 4.0-20.0; methenamine - 2.0-8.0; PVA - 1.0-5.0; boric acid - 0.5-1.0; polyol - 2.0-20, water - the rest (a.s. 2746609, IPC C09K 8/60, E21B 43/16, publ. 04/16/2021). The presented composition is not effective enough, since the use of polyhydric alcohols requires the preparation of a stable composition in fresh water, which limits the scope of application in conditions of high mineralization of the available produced (produced) water in the field and the absence of fresh water sources to prepare the required volume of the composition, also with a significant difference between Due to the component composition of water for preparing the gel and the component composition of formation water, a decrease in strength and degradation of the gel structure at the front of contact with highly mineralized formation water can be observed.
Наиболее близким техническим решением, рассматриваемым в качестве прототипа заявляемому составу, является состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий алюминия хлорид, карбамид, добавку (кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н) и воду, при следующем соотношении компонентов, мас. %: алюминия хлорид технический марки А-5 - 20-45, карбамид марки А - 25-40, ГКЖ-11Н - 1,0-5,0, вода - остальное (а.с. 2541667, МПК C09K 8/58, опубл. 20.02.2015). Водный раствор закачивают в промытые зоны пласта, где под действием высокой температуры образуется гель гидроксида алюминия. Полученный раствор является готовой товарной формой и может быть использован без дополнительных операций при закачке непосредственно на скважине, однако использование гидрофобной присадки на основе кремнийорганического олигомера при приготовлении состава для достижения стабильности при высоких температурах приводит к ускорению времени гелеобразования за счет структурообразования в результате гидролиза кремнийорганического олигомера при взаимодействии с водой. В результате снижается время гелеобразования состава, тем самым снижается радиус возможной его закачки, что влияет на продолжительность технологического эффекта изоляции. Также представленное изобретение не позволяет контролировать процесс гелеобразования в присутствии остаточной нефтенасыщенности, характеризующей промытые интервалы продуктивного пласта, по которым может происходить прорыв избыточной воды, в результате чего в процессе закачивания могут образовываться устойчивые эмульсии в пористой среде, увеличиваться градиент давления в процессе фильтрации и снижаться радиус закачки гелеобразующего состава.The closest technical solution, considered as a prototype of the claimed composition, is a composition for enhancing oil recovery, including aluminum chloride, urea, additive (organosilicon fluid GKZh-11N) and water, with the following ratio of components, wt. %: aluminum chloride technical grade A-5 - 20-45, urea grade A - 25-40, GKZh-11N - 1.0-5.0, water - the rest (a.s. 2541667, MPK C09K 8/58, published 02/20/2015). The aqueous solution is pumped into the washed zones of the formation, where, under the influence of high temperature, an aluminum hydroxide gel is formed. The resulting solution is a ready-made commercial form and can be used without additional operations when injecting directly into the well, however, the use of a hydrophobic additive based on an organosilicon oligomer when preparing the composition to achieve stability at high temperatures leads to an acceleration of gelation time due to structure formation as a result of hydrolysis of the organosilicon oligomer at interaction with water. As a result, the gelation time of the composition is reduced, thereby reducing the radius of its possible injection, which affects the duration of the technological effect of isolation. Also, the presented invention does not allow control of the gelation process in the presence of residual oil saturation, which characterizes the washed intervals of the productive formation, through which excess water can break through, as a result of which, during the injection process, stable emulsions can form in a porous medium, the pressure gradient in the filtration process increases and the radius decreases injection of gelling composition.
Задачей настоящего изобретения является создание состава для изоляции водопритока, характеризующегося временем гелеобразования, достаточным для создания протяженных гелевых экранов в пределах изолируемого интервала, снижением градиентов давления в процессе фильтрации и увеличением структурно-механических свойств образующегося геля для повышения продолжительности изолирующего эффекта. Кроме того, в качестве вспомогательной задачи рассматривается расширение температурного диапазона, в котором может происходить замешивание состава без замерзания (при отрицательных температурах в зимних условиях).The objective of the present invention is to create a composition for isolating water inflow, characterized by a gelation time sufficient to create extended gel screens within the isolated interval, reducing pressure gradients during the filtration process and increasing the structural and mechanical properties of the resulting gel to increase the duration of the isolating effect. In addition, as an auxiliary task, expansion of the temperature range in which the composition can be mixed without freezing (at negative temperatures in winter conditions) is considered.
Поставленная задача решается тем, что известный состав, включающий соль алюминия (III), карбамид, добавку и воду, в качестве добавки дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ), при следующем соотношении компонентов (мас. %):The problem is solved by the fact that the known composition, including aluminum (III) salt, urea, additive and water, additionally contains a nonionic surfactant (surfactant) as an additive, with the following ratio of components (wt.%):
- Соль алюминия (III): 2-16;- Aluminum salt (III): 2-16;
- Карбамид: 2-16%;- Urea: 2-16%;
- Неионогенное поверхностно-активное вещество: 0,1-0,2%;- Nonionic surfactant: 0.1-0.2%;
- Вода с минерализацией от 150 до 250 г/л: остальное.- Water with mineralization from 150 to 250 g/l: the rest.
В качестве соли алюминия состав может содержать хлорид алюминия (например, по ГОСТ 3759-75), полиоксихлорид алюминия (например, Аква-Аурат-30, в соответствии с ТУ 2163-069-00205067-2007).As an aluminum salt, the composition may contain aluminum chloride (for example, according to GOST 3759-75), aluminum polyoxychloride (for example, Aqua-Aurat-30, in accordance with TU 2163-069-00205067-2007).
Для приготовления состава используется карбамид, Марка А, сорт первый (ГОСТ 2081-2010). В качестве воды с минерализацией от 150 до 250 г/л может использоваться специально подготовленная вода (попутная или из водозаборных скважин) очищенная от примесей и нефтепродуктов в соответствии с требованиями ОСТ 39-225-88.To prepare the composition, urea, Grade A, first grade (GOST 2081-2010) is used. As water with a mineralization of 150 to 250 g/l, specially prepared water (produced or from water wells) purified from impurities and petroleum products can be used in accordance with the requirements of OST 39-225-88.
Состав для изоляции водопритока в добывающих нефтяных скважинах готовится в промысловых условиях путем добавления отдельных компонентов, входящих в его состав, или смешения предварительно подготовленных смесей (премиксов) его компонентов с вспомогательными реагентами и водой с минерализацией от 150 до 250 г/л, при этом вспомогательные реагенты могут включать ингибиторы осложнений, возникающих в процессе добычи нефти (коррозии, солеотложения, отложения АСПО), при условии отсутствия негативного влияния на ключевые параметры состава (время образования геля и его прочность).The composition for isolating water inflow in producing oil wells is prepared in field conditions by adding individual components included in its composition, or mixing pre-prepared mixtures (premixes) of its components with auxiliary reagents and water with a salinity of 150 to 250 g/l, while the auxiliary reagents may include inhibitors of complications that arise during oil production (corrosion, scaling, paraffin deposits), provided that there is no negative impact on the key parameters of the composition (gel formation time and its strength).
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют водорастворимые ПАВ, включающие оксиды полиэтилена и полипропилена и вспомогательные сополимерные компоненты, при этом критерием выбора ПАВ является стабильность его водного раствора и положительное влияние на структурно-механические и фильтрационные свойства закачиваемой композиции, в том числе в присутствии в пористой среде остаточной нефтяной фазы, этот фактор является важным при проведении изоляционных работ для ограничения притока воды по пласту в добывающих скважинах, особенно пробуренных в карбонатных коллекторах с высокой степенью неоднородности выработки.Water-soluble surfactants are used as a nonionic surfactant, including polyethylene and polypropylene oxides and auxiliary copolymer components, and the criterion for choosing a surfactant is the stability of its aqueous solution and a positive effect on the structural, mechanical and filtration properties of the injected composition, including in the presence of porous environment of the residual oil phase, this factor is important when carrying out isolation work to limit the influx of water through the formation in production wells, especially those drilled in carbonate reservoirs with a high degree of production heterogeneity.
Например, в качестве добавки - неионогенного ПАВ используют реагент DMS (ТУ 0257-016-13582280-2018), реагент Л-1033 (ТУ-2226-004-00883732-2015).For example, the DMS reagent (TU 0257-016-13582280-2018) and the L-1033 reagent (TU-2226-004-00883732-2015) are used as a nonionic surfactant additive.
В заявляемом составе процесс гелеобразования протекает в соответствии со следующими химическими реакциями:In the claimed composition, the gelation process proceeds in accordance with the following chemical reactions:
1. Разложение карбамида с образованием аммиака и углекислого газа.1. Decomposition of urea with the formation of ammonia and carbon dioxide.
CO(NH2)2+H2O→2NH3+CO2 CO(NH 2 ) 2 +H 2 O→2NH 3 +CO 2
2. Взаимодействие соли алюминия (III) с продуктами разложения карбамида:2. Interaction of aluminum (III) salt with urea decomposition products:
Al(ОН)nCLm+mNH3+mH2O→Al(ОН)3↓+mNH4ClAl(OH) n CL m +mNH 3 +mH 2 O→Al(OH) 3↓ +mNH 4 Cl
Где количество моль хлорид-иона m=0 соответствует хлориду алюминия, m>0 - полиоксисхлориду алюминия. Осадок гидроксида алюминия формирует прочный объемный гель, при этом для эффективной изоляции воды в пластовых предпочтительно, чтобы объем образующегося геля составлял 100% от объема гелеобразующего состава.Where the number of moles of chloride ion m=0 corresponds to aluminum chloride, m>0 - aluminum polyoxychloride. The aluminum hydroxide precipitate forms a strong bulk gel, and for effective isolation of water in formations, it is preferable that the volume of the resulting gel be 100% of the volume of the gel-forming composition.
Гидролиз карбамида с образованием продуктов его разложения протекает с достаточной степенью эффективности для получения необходимого количества аммиака при температурах выше 60°С. Это делает возможным применение заявляемого состава при температурах 60°С и выше. Чем выше температура пласта, тем быстрее идет гидролиз карбамида, и тем меньше время до начала образования геля, таким образом, температура пласта ограничивает максимальный объем закачивания геля до начала его схватывания и превышения предела давления закачки. Регулирование времени отверждения производится путем изменения соотношения компонентов в пределах гелеобразующего составаHydrolysis of urea with the formation of its decomposition products occurs with a sufficient degree of efficiency to obtain the required amount of ammonia at temperatures above 60°C. This makes it possible to use the inventive composition at temperatures of 60°C and above. The higher the formation temperature, the faster the hydrolysis of urea occurs, and the shorter the time until the formation of the gel begins, thus, the formation temperature limits the maximum volume of gel injection before it begins to set and exceeds the injection pressure limit. Adjustment of curing time is carried out by changing the ratio of components within the gel-forming composition
Состав готовится следующим образом. В лабораторных условиях: в пластиковый стакан наливают расчетное количество очищенной от примесей воды, отобранной с месторождения, или модели пластовой воды. При постоянном интенсивном перемешивании на магнитной мешалке добавляют расчетное количество соли алюминия (III) в твердой форме и карбамида, или в виде их предварительно подготовленной смеси в твердой или жидкой форме (премикса). Затем в систему добавляют расчетную массу добавки -неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ). Систему перемешивают не менее 40 минут до полного растворения реагентов. Приготовленный состав для изоляции водопритока представляет собой опалесцирующую жидкость без осадка и видимых взвесей.The composition is prepared as follows. In laboratory conditions: the calculated amount of water purified from impurities, taken from the field, or a model of formation water, is poured into a plastic glass. With constant intensive stirring on a magnetic stirrer, add the calculated amount of aluminum (III) salt in solid form and urea, or in the form of a pre-prepared mixture of them in solid or liquid form (premix). Then the calculated mass of the additive, a nonionic surfactant (surfactant), is added to the system. The system is stirred for at least 40 minutes until the reagents are completely dissolved. The prepared composition for isolating water inflow is an opalescent liquid without sediment or visible suspensions.
Например, для приготовления заявляемого состава с эффективной концентрацией 20% относительно массы используемой для его приготовления воды по сумме основных действующих компонентов и соотношением химических реагентов (соли алюминия (III) и карбамида) 40:60, а также с эффективной концентрацией добавки 0,1% относительно массы используемой воды, в пластиковый стакан емкостью 600 мл наливают 399,5 г модели пластовой воды и при постоянном интенсивном перемешивании на магнитной мешалке добавляют расчетное количество соли алюминия (III) в твердой форме и карбамида, соответственно, 40 и 60 г. Затем в систему добавляют неионогенное ПАВ в количестве 0,5 г, после чего перемешивают в течение указанного выше времени.For example, to prepare the claimed composition with an effective concentration of 20% relative to the mass of water used for its preparation based on the sum of the main active components and the ratio of chemical reagents (aluminum (III) salts and urea) 40:60, as well as with an effective additive concentration of 0.1% relative to the mass of water used, 399.5 g of model formation water is poured into a plastic glass with a capacity of 600 ml and, with constant intensive stirring on a magnetic stirrer, the calculated amount of aluminum (III) salt in solid form and urea, 40 and 60 g, respectively, are added. a nonionic surfactant is added to the system in an amount of 0.5 g, after which it is stirred for the above-mentioned time.
Например, для приготовления состава в лаборатории используют модельную пластовую воду с плотностью 1139 кг/м3 (при 20°С) и содержанием растворенных веществ (общей минерализацией) 209,7 кг/м3 по сухому остатку; модельную пластовую воду с плотностью 1121 кг/м3 (при 20°С) и общей минерализацией 191,0 кг/м3 по сухому остатку. Наличие растворенных солей оказывает влияние на скорость образования геля, в связи с этим при приготовлении заявляемой композиции следует использовать воду с минерализацией от 150 до 250 г/л, что обеспечивает протекание реакции с необходимой скоростью для получения прочного геля. Преимуществом использования воды с минерализацией в указанном диапазоне является сниженная температура замерзания (от -10 до -20°С) по сравнению с приготовлением на пресной воде или воде с меньшей минерализацией, что является дополнительным преимуществом представленного состава при проведении работ на скважине в зимних условиях.For example, to prepare the composition in the laboratory, model formation water with a density of 1139 kg/m 3 (at 20°C) and a content of dissolved substances (total mineralization) of 209.7 kg/m 3 on a dry basis is used; model formation water with a density of 1121 kg/m 3 (at 20°C) and a total mineralization of 191.0 kg/m 3 on a dry basis. The presence of dissolved salts affects the rate of gel formation; therefore, when preparing the claimed composition, water with a salinity of 150 to 250 g/l should be used, which ensures that the reaction occurs at the required speed to obtain a strong gel. The advantage of using water with salinity in the specified range is the reduced freezing point (from -10 to -20°C) compared to preparation with fresh water or water with lower salinity, which is an additional advantage of the presented composition when working on a well in winter conditions.
В промысловых условиях состав готовят путем добавления расчетного количества химических реагентов при соотношении, аналогичном используемому в лаборатории, в виде смеси или премикса в емкость для перемешивания, в которую помещено расчетное количество воды с требуемой минерализацией, после чего состав перемешивают мешалкой в емкости или с использованием насосных агрегатов, путем перекачивания во вспомогательную емкость. Состав готовится порционно, при этом подготовка последующей порции состава производится с тем, чтобы он был готов к моменту окончания закачки в пласт предыдущей порции, для обеспечения непрерывности создаваемого в пластовых условиях экрана, что улучшает его интегральные прочностные характеристики.Under field conditions, the composition is prepared by adding the calculated amount of chemical reagents at a ratio similar to that used in the laboratory, in the form of a mixture or premix into a mixing container in which the calculated amount of water with the required mineralization is placed, after which the composition is mixed with a stirrer in the container or using pumps units by pumping into an auxiliary tank. The composition is prepared in portions, while the subsequent portion of the composition is prepared so that it is ready by the time the previous portion is pumped into the reservoir, to ensure the continuity of the screen created in reservoir conditions, which improves its integral strength characteristics.
Основными характеристиками гелеобразующего состава, которые необходимо контролировать, является время гелеобразования, вязкость исходного состава, вязкость образующегося геля, статическое напряжение сдвига геля.The main characteristics of the gelling composition that need to be controlled are the gelation time, the viscosity of the initial composition, the viscosity of the resulting gel, and the static shear stress of the gel.
В таблице 1 представлены результаты исследований, характеризующие время образования геля и подтверждающие повышенные структурно-механические свойства заявляемого состава по сравнению с прототипом. В таблице 2 представлены результаты фильтрационных экспериментов, подтверждающие улучшенные фильтрационные характеристики заявляемого состава по сравнению с прототипом. На фигуре 1 представлена зависимость времени окончания гелирования состава от суммарной массовой концентрации активных компонентов (10, 15 и 20%), где в качестве соли алюминия используется Аква-Аурат-30, при этом соотношение концентраций «соль алюминия (III)/карбамид» вычисляется в виде отношения их массовых долей, например при количестве соли алюминия (III) в твердой форме и карбамида, соответственно, 40 и 60 г, соотношение концентраций составляет 0,67.Table 1 presents the research results characterizing the formation time of the gel and confirming the increased structural and mechanical properties of the proposed composition compared to the prototype. Table 2 presents the results of filtration experiments confirming the improved filtration characteristics of the proposed composition compared to the prototype. Figure 1 shows the dependence of the completion time of gelation of the composition on the total mass concentration of the active components (10, 15 and 20%), where Aqua-Aurat-30 is used as an aluminum salt, and the concentration ratio “aluminum salt (III)/urea” is calculated in the form of the ratio of their mass fractions, for example, when the amount of aluminum (III) salt in solid form and urea is 40 and 60 g, respectively, the concentration ratio is 0.67.
Для определения времени гелеобразования использовалась следующая методика. Исследуемые растворы наливали в стеклянные банки емкостью 100 мл, снабженные герметично закрывающимися крышками. Банки с растворами помещали в термостат, в котором поддерживалась требуемая пластовая температура, и наблюдали изменение его состояния с течением времени. В ходе испытаний фиксировались время начала гелеобразования во всех составах по отсутствию течения жидкости при наклоне банки (указывает на образование неподвижного геля во всем объеме) с точностью до 0,5 ч.The following procedure was used to determine the gelation time. The solutions under study were poured into 100 ml glass jars equipped with hermetically sealed lids. Jars with solutions were placed in a thermostat, in which the required reservoir temperature was maintained, and changes in its state were observed over time. During the tests, the time of onset of gelation in all compositions was recorded by the absence of liquid flow when the jar was tilted (indicating the formation of a stationary gel throughout the entire volume) with an accuracy of 0.5 hours.
Значение статического напряжения сдвига (СНС) полученного геля и его эффективной вязкости после сдвига позволяет оценить его прочность и водоизолирующую способность, определялось по следующей методике. Приготовленные рабочие растворы гелеобразующих композиций переливались в рабочую измерительную ячейку, входящую в стандартный комплект реометра «RHEOMAT-30». Измерительная ячейка с образцом раствора заливалась сверху минеральным маслом для предотвращения испарения воды и устанавливалась на гелеобразование в термостат при температуре испытаний на время не менее, чем на 5 часов превышающее время начала гелеобразования, установленное в вышеописанных экспериментах. Теплоносителем в термостате являлась дистиллированная вода.The value of the static shear stress (SSS) of the resulting gel and its effective viscosity after shear makes it possible to evaluate its strength and waterproofing ability; it was determined using the following method. The prepared working solutions of gel-forming compositions were poured into the working measuring cell included in the standard set of the RHEOMAT-30 rheometer. The measuring cell with the solution sample was filled with mineral oil on top to prevent water evaporation and was set to gelation in a thermostat at the test temperature for a time no less than 5 hours longer than the start of gelation time established in the experiments described above. The coolant in the thermostat was distilled water.
После структурирования гелей в ячейке проводились измерения их реологических характеристик на приборе «RHEOMAT-30». Измерение эффективной вязкости образующихся гелей проводили при температуре 70°С и скорости сдвига (до 6,15 с-1). Отмечалось значение вязкости в начальный период времени после начала вращения внутреннего шпинделя (μ0), производился расчет предельного статического напряжения сдвига (СНС, τ0) по формуле .After structuring the gels in the cell, their rheological characteristics were measured using the RHEOMAT-30 device. The effective viscosity of the resulting gels was measured at a temperature of 70°C and a shear rate (up to 6.15 s -1 ). The viscosity value was noted in the initial period of time after the start of rotation of the internal spindle (μ 0 ), and the maximum static shear stress (SNS, τ 0 ) was calculated using the formula .
Пример 1.Example 1.
Подготовлена модель воды для приготовления состава путем растворения необходимых солей в дистиллированной воде:A water model has been prepared for preparing the composition by dissolving the necessary salts in distilled water:
- NaCl - 163,872 г/дм3;- NaCl - 163.872 g/dm 3 ;
- CaCl2 - 36,42 г/дм3;- CaCl 2 - 36.42 g/dm 3 ;
- MgCl2 - 7,94 г/дм3 (16,97 г/дм3 MgCl2-6H2O);- MgCl 2 - 7.94 g/dm 3 (16.97 g/dm 3 MgCl 2 -6H2O);
- Na2SO4 - 1,151 г/дм3;- Na 2 SO 4 - 1.151 g/dm 3 ;
- NaHCO3 - 0,346 г/дм3;- NaHCO 3 - 0.346 g/dm 3 ;
- Общая минерализация - 209,729 г/дм3.- Total mineralization - 209.729 g/ dm3 .
В пластиковый стакан емкостью 600 мл добавлено 399,5 г модели воды и при постоянном интенсивном перемешивании на магнитной мешалке добавлено расчетное количество соли алюминия (III) - Аква-Аурат-30-40 г и карбамида 60 г. Затем в систему добавляют неионогенное ПАВ в количестве 0,5 г (№2 в Таблице 1 - ПАВ-1; №3 - ПАВ-2), после чего перемешивают в течение 40 минут до получения однородного раствора. Затем исследуемый раствор был помещен в стеклянные банки емкостью 100 мл, снабженные герметично закрывающимися крышками. Выдержка проводилась при температуре 70°С. В ходе испытаний фиксировались время начала гелеобразования во всех составах по отсутствию течения жидкости при наклоне банки с точностью до 0,5 ч (5 проб). Вязкость заявляемого гелеобразующего состава и состава по прототипу составляет 1,8 мПа⋅с, что позволяет обеспечить прокачивание композиции даже в интервалы с относительно низкой проницаемостью пористой среды.399.5 g of model water was added to a plastic glass with a capacity of 600 ml and, with constant intensive stirring on a magnetic stirrer, the calculated amount of aluminum (III) salt - Aqua-Aurat-30-40 g and urea 60 g was added. Then a nonionic surfactant was added to the system amount of 0.5 g (No. 2 in Table 1 - surfactant-1; No. 3 - surfactant-2), after which it is stirred for 40 minutes until a homogeneous solution is obtained. Then the test solution was placed in 100 ml glass jars equipped with hermetically sealed lids. Exposure was carried out at a temperature of 70°C. During the tests, the time of onset of gelation in all compositions was recorded by the absence of liquid flow when the jar was tilted with an accuracy of 0.5 hours (5 samples). The viscosity of the inventive gel-forming composition and the prototype composition is 1.8 mPa⋅s, which allows for pumping of the composition even in intervals with relatively low permeability of the porous medium.
СНС и вязкость, полученные согласно приведенной выше, представлены в Таблице 1 (№2 и №3 для ПАВ-1 и ПАВ-2 соответственно). При сравнении с составом, приготовленным по прототипу с использованием аналогичной суммарной концентрации активных компонентов (20%) и тем же соотношением активных компонентов (соли алюминия (III) и карбамида) на модельной воде с описанной выше минерализацией 209,7 г/дм3 наблюдается увеличение СНС на 17 и 30% для ПАВ-1 и ПАВ-2 соответственно. При это время гелеобразования для ПАВ-1 увеличивается на 7% а для ПАВ-2 не изменяется по сравнению с составом, приготовленным по прототипу. Таким образом, в результате получается гель с улучшенными структурно-механическими свойствами, без уменьшения времени гелеобразования, то есть позволяющий создать при том же времени закачивания экран того же радиуса, или большего, чем при приготовлении состава по прототипу.The SNA and viscosity obtained according to the above are presented in Table 1 (No. 2 and No. 3 for surfactant-1 and surfactant-2, respectively). When compared with a composition prepared according to a prototype using a similar total concentration of active components (20%) and the same ratio of active components (aluminum (III) salts and urea) on model water with the above-described mineralization of 209.7 g/dm 3 , an increase is observed SNA by 17 and 30% for surfactant-1 and surfactant-2, respectively. At the same time, the gelation time for surfactant-1 increases by 7% and for surfactant-2 does not change compared to the composition prepared according to the prototype. Thus, the result is a gel with improved structural and mechanical properties, without reducing the gelation time, that is, making it possible to create a screen of the same radius, or larger, at the same injection time than when preparing the composition according to the prototype.
Предельное статическое напряжение сдвига «в пробирке» связано с предельным градиентом для начала течения геля в пористой среде через коэффициент пропорциональности. При перепадах давления меньше критического уровня гелеобразующий состав будет устойчив в изолируемой пористой среде или трещине. Градиент прорыва экрана характеризуется параметрами пористой среды (пересчетные коэффициенты пропорционально проницаемости через коэффициенты пропорциональности порядка 10-3-10-1) и определяется (формула 1).The limiting static shear stress “in vitro” is related to the limiting gradient for the onset of gel flow in a porous medium through a proportionality coefficient. When pressure drops are less than a critical level, the gel-forming composition will be stable in the isolated porous medium or crack. The screen breakthrough gradient is characterized by the parameters of the porous medium (conversion factors are proportional to permeability through proportionality coefficients of the order of 10 -3 -10 -1 ) and is determined (formula 1).
Где Gcr - критический градиент давления (отношение перепада давления на границах гелевого экрана к его средней протяженности), при котором происходит прорыв гелевого экрана; τ0 - предельное статическое напряжение сдвига; k - проницаемость пористой среды; α - эмпирический коэффициент, для пористой среды составляет величину порядка 10-3-10-1 и определяемый для каждого объекта индивидуально. Таким образом, полученные критические градиенты прорыва для заявляемого состава и для состава по прототипу будут отличаться пропорционально отношению СНС, то есть задача по созданию гелевого экрана достаточной длины с повышенными структурно-механическими свойствами успешно решена.Where G cr is the critical pressure gradient (the ratio of the pressure drop at the boundaries of the gel screen to its average length), at which the gel screen breaks through; τ 0 - ultimate static shear stress; k is the permeability of the porous medium; α is an empirical coefficient; for a porous medium it is on the order of 10 -3 -10 -1 and is determined individually for each object. Thus, the obtained critical breakthrough gradients for the claimed composition and for the composition according to the prototype will differ in proportion to the SNS ratio, that is, the task of creating a gel screen of sufficient length with increased structural and mechanical properties has been successfully solved.
Пример 2.Example 2.
Приготовление модельной воды и подготовка 4 проб базового состава с суммарной массовой концентрацией компонентов 20% производится аналогично примеру 1. Затем к данному составу добавляют 0,5 г и 1 г ПАВ-1 (№5 и №6 соответственно в Таблице 1) и 0,5 г и 1 г ПАВ-2 (№7 и №8 соответственно в Таблице 1), после чего к составу добавляется расчетное количество воды до получения суммарной массовой концентрации активных компонентов (соли алюминия (III) и карбамида) в пересчете на массу воды 15%. Время гелеобразования, СНС и вязкость определяются аналогично примеру 1. Выдержка проводилась при температуре 70°С. Вязкость исходной гелеобразующей композиции после приготовления и состава по прототипу находится в пределах от 1,8 до 2,0 мПа⋅с.The preparation of model water and the preparation of 4 samples of the base composition with a total mass concentration of components of 20% is carried out similarly to example 1. Then 0.5 g and 1 g of surfactant-1 (No. 5 and No. 6, respectively, in Table 1) and 0 are added to this composition. 5 g and 1 g of surfactant-2 (No. 7 and No. 8, respectively, in Table 1), after which the calculated amount of water is added to the composition until the total mass concentration of the active components (aluminum (III) and urea salts) in terms of the mass of water is obtained 15 %. The gelation time, SNS and viscosity are determined similarly to example 1. Exposure was carried out at a temperature of 70°C. The viscosity of the initial gel-forming composition after preparation and composition according to the prototype is in the range from 1.8 to 2.0 mPa⋅s.
В результате получено увеличение СНС и, соответственно, прочности гелевого экрана, на 12-40% и увеличение времени гелеобразования на 5-12%, позволяющее создать более протяженный экран для изоляции воды по сравнению с прототипом (№4 в Таблице 1).As a result, an increase in the SNS and, accordingly, the strength of the gel screen was obtained by 12-40% and an increase in the gelation time by 5-12%, which made it possible to create a longer screen for water isolation compared to the prototype (No. 4 in Table 1).
Пример 3.Example 3.
В пластиковый стакан емкостью 600 мл добавлено 399,5 г модели воды и при постоянном интенсивном перемешивании на магнитной мешалке добавлено расчетное количество соли алюминия (III) - Аква-Аурат-30 - 30 г и карбамида 70 г. Затем в систему добавляют неионогенное ПАВ (ПАВ-1) в количестве 0,5 г, после чего перемешивают в течение 40 минут до получения однородного раствора. Выдержка проводилась при температуре 70°С. Время гелеобразования, СНС и вязкость определяются аналогично примеру 1. Вязкость исходной композиции и состава по прототипу составляет 1,8 мПа⋅с.399.5 g of model water was added to a plastic glass with a capacity of 600 ml and, with constant intensive stirring on a magnetic stirrer, the calculated amount of aluminum (III) salt - Aqua-Aurat-30 - 30 g and urea 70 g was added. Then a nonionic surfactant is added to the system ( Surfactant-1) in an amount of 0.5 g, after which it is stirred for 40 minutes until a homogeneous solution is obtained. Exposure was carried out at a temperature of 70°C. The gelation time, SNS and viscosity are determined similarly to example 1. The viscosity of the initial composition and the prototype composition is 1.8 mPa⋅s.
В результате для заявляемого состава (№10 в Таблице 1) получено увеличение СНС на 8% и времени гелеобразования на 16% по сравнению с прототипом (№9 в Таблице 1).As a result, for the proposed composition (No. 10 in Table 1), an increase in SNA by 8% and gelation time by 16% was obtained compared to the prototype (No. 9 in Table 1).
Пример 4.Example 4.
Приготовление модельной воды и подготовка базового состава с суммарной массовой концентрацией активных компонентов 20% производится аналогично примеру 1. Затем к данному составу добавляют 0,5 г ПАВ-1, после чего к составу добавляется расчетное количество воды до получения суммарной массовой концентрации активных компонентов (соли алюминия (III) и карбамида) в пересчете на массу воды 10%. Выдержка проводилась при температуре 70°С. Время гелеобразования, СНС и вязкость определяются аналогично примеру 1.The preparation of model water and the preparation of the base composition with a total mass concentration of active components of 20% is carried out similarly to example 1. Then 0.5 g of surfactant-1 is added to this composition, after which the calculated amount of water is added to the composition until the total mass concentration of active components (salt) is obtained aluminum (III) and urea) based on the weight of water 10%. Exposure was carried out at a temperature of 70°C. The gelation time, SNS and viscosity are determined similarly to example 1.
В результате для заявляемого состава (№12 в Таблице 1) получено увеличение СНС на 8% и времени гелеобразования на 16% по сравнению с прототипом (№11 в Таблице 1). Вязкость исходной композиции составляет 1,6 мПа-с.As a result, for the proposed composition (No. 12 in Table 1), an increase in SNA by 8% and gelation time by 16% was obtained compared to the prototype (No. 11 in Table 1). The viscosity of the original composition is 1.6 mPa-s.
Рассматриваемые диапазоны времени гелеобразования могут быть расширены при необходимости увеличения протяженности гелевого экрана, например, при проведении работ по изоляции притока воды за счет конуса обводнения. Проведенные исследования показывают, что для заявляемого состава при суммарной массовой концентрации активных компонентов от 10 до 20% возможно регулирование времени гелеобразования в пределах от 20 до 816 ч (Фигура 1). При этом диапазон наиболее высоких прочностных характеристик соответствует соотношениям солей алюминия (III) и карбамида от 30:70 до 70:30.The considered ranges of gelation time can be expanded if it is necessary to increase the length of the gel screen, for example, when carrying out work to isolate the influx of water due to a flood cone. The conducted studies show that for the proposed composition with a total mass concentration of active components from 10 to 20%, it is possible to regulate the gelation time in the range from 20 to 816 hours (Figure 1). In this case, the range of the highest strength characteristics corresponds to the ratio of aluminum (III) salts and urea from 30:70 to 70:30.
Пример 5.Example 5.
Для оценки улучшения фильтруемости заявляемого гелеобразующего состава в пористую среду по сравнению с прототипом были проведены фильтрационные эксперименты на керновых моделях при условиях, приближенных к пластовым (при температуре 70°С и давлении 12 МПа). Приготовление заявляемого состава и состава по прототипу проводилось в соответствии с описанием в Примере 2. Их физико-химические свойства представлены соответственно в строках №5 и №4 Таблицы 1.To evaluate the improvement in the filterability of the proposed gel-forming composition into a porous medium in comparison with the prototype, filtration experiments were carried out on core models under conditions close to reservoir conditions (at a temperature of 70°C and a pressure of 12 MPa). The preparation of the proposed composition and the composition of the prototype was carried out in accordance with the description in Example 2. Their physical and chemical properties are presented, respectively, in lines No. 5 and No. 4 of Table 1.
При проведении фильтрационных экспериментов на первоначальном этапе проводилось насыщение карбонатных керновых образцов диаметром 38 мм той же водой, которая использовалась для приготовления состава (вязкость при пластовой температуре около 0,7 мПа-с). Затем проводилось прокачивание нефти вязкостью 13,0 мПа⋅с до стабилизации выхода воды и градиента давления. После завершения прокачки нефти производилось ее вытеснение водой, которая использовалась для приготовления гелеобразующего состава до завершения достижения остаточной нефтенасыщенности. Расход закачиваемой в керн жидкости подбирался таким образом, чтобы скорость фильтрации находилась в пределах от 1 до 10 м/сут, замеры проницаемости усреднялись по набору точек, регистрируемых в непрерывном режиме. Время прокачки состава было менее 12 ч, что заметно меньше, чем время гелеобразования.When conducting filtration experiments, at the initial stage, carbonate core samples with a diameter of 38 mm were saturated with the same water that was used to prepare the composition (viscosity at reservoir temperature about 0.7 mPa-s). Then oil with a viscosity of 13.0 mPa⋅s was pumped until the water output and pressure gradient stabilized. After completion of oil pumping, it was displaced with water, which was used to prepare a gel-forming composition until the residual oil saturation was achieved. The flow rate of liquid pumped into the core was selected so that the filtration rate was in the range from 1 to 10 m/day, and permeability measurements were averaged over a set of points recorded in continuous mode. The pumping time of the composition was less than 12 hours, which is noticeably less than the gelation time.
В результате выполнения экспериментов было показано, что при фильтрации состава в соответствии с прототипом наблюдался повышенный перепад давления в процессе фильтрации (до начала процесса гелеобразования), за счет чего эффективная проницаемость снизилась на 88% по сравнению с водой (Таблица 2). При проведении работ на скважине данное явление может приводить к быстрому росту давления до пределов, допустимых по соображениям безопасности, и остановке работ. В результате может быть не получен требуемый радиус гелевого экрана в пласте. При прокачивании заявляемого состава с аналогичным содержанием активных компонентов снижение проницаемости по сравнению с водой составило около 19%, то есть снижение было небольшим по сравнению с составом по прототипу.As a result of the experiments, it was shown that when filtering the composition in accordance with the prototype, an increased pressure drop was observed during the filtration process (before the start of the gelation process), due to which the effective permeability decreased by 88% compared to water (Table 2). When working on a well, this phenomenon can lead to a rapid increase in pressure to the limits acceptable for safety reasons, and stop the work. As a result, the required radius of the gel screen in the formation may not be obtained. When pumping the proposed composition with a similar content of active components, the decrease in permeability compared to water was about 19%, that is, the decrease was small compared to the prototype composition.
Таким образом, применение разработанного состава позволяет решить технологическую задачу по созданию протяженного и прочного гелевого экрана для изоляции притока воды в добывающую скважину как за счет регулирования (расширения) времени гелеобразования, так и за счет заметного снижения фильтрационного сопротивления в процессе прокачивания гелеобразующего состава в удаленные от ствола скважины зоны пласта.Thus, the use of the developed composition makes it possible to solve the technological problem of creating an extended and durable gel screen to isolate the influx of water into a production well, both by regulating (extending) the gelation time and by noticeably reducing filtration resistance in the process of pumping the gel-forming composition to remote areas. wellbore reservoir zone.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2820437C1 true RU2820437C1 (en) | 2024-06-03 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055167C1 (en) * | 1992-12-04 | 1996-02-27 | Институт химии нефти СО РАН | Compound used for increase of oil recovery from formations |
| RU2174592C2 (en) * | 1999-09-14 | 2001-10-10 | "Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн" | Composition for increasing formation oil recovery |
| RU2541667C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Reservoir recovery increasing composition |
| CN105586023A (en) * | 2014-10-23 | 2016-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Inorganic gel foam water shutoff profile control agent for low-permeability oil reservoir |
| RU2693101C1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-07-01 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Development method of water-flooded oil deposit |
| RU2706149C1 (en) * | 2018-05-21 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for limitation of water influx in production well, on which steam-thermal effect is performed |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2055167C1 (en) * | 1992-12-04 | 1996-02-27 | Институт химии нефти СО РАН | Compound used for increase of oil recovery from formations |
| RU2174592C2 (en) * | 1999-09-14 | 2001-10-10 | "Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн" | Composition for increasing formation oil recovery |
| RU2541667C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Reservoir recovery increasing composition |
| CN105586023A (en) * | 2014-10-23 | 2016-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Inorganic gel foam water shutoff profile control agent for low-permeability oil reservoir |
| RU2706149C1 (en) * | 2018-05-21 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for limitation of water influx in production well, on which steam-thermal effect is performed |
| RU2693101C1 (en) * | 2018-05-22 | 2019-07-01 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Development method of water-flooded oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9045965B2 (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
| US6206102B1 (en) | Method for stabilizing the gas flow in water-bearing natural gas deposits or reservoirs | |
| US10844275B2 (en) | Method for oil displacement using dispersed particle gel-strengthened polymer ternary composite displacement system | |
| RU2338768C1 (en) | Reagent for isolating stratal water inflow | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2820437C1 (en) | Composition for isolation of water influx to producing oil wells | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| RU2535723C1 (en) | Invert emulsion solution based on mineral oil for exposure of productive beds | |
| RU2577556C1 (en) | Composition for increase of oil recovery and method of preparation | |
| RU2410406C1 (en) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| RU2360099C1 (en) | Method of restriction of water inrush in well | |
| RU2703598C1 (en) | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| RU2396419C1 (en) | Method for isolation of water production to producing oil wells | |
| RU2806757C1 (en) | Composition for preventing the occurrence of highly mineralized fluids in the well | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2627807C1 (en) | Oil and gas well killing fluid | |
| RU2705111C1 (en) | Composition for limiting water influx into well | |
| RU2667241C1 (en) | Isolation method of water influxes to well (variants) | |
| RU2705670C1 (en) | Composition for isolating water influx into well | |
| RU2669970C1 (en) | Gel-forming compound | |
| RU2713063C1 (en) | Composition for isolating water influx into well | |
| RU2669648C1 (en) | Composition for isolating water influx into well |