CC BY
9Ленинградского государственного университета имени А. С. Пушкина. -2011. - № 4. - С. 107-119.
5. Коркина М.В., Лакосина Н.Д., Личко А.Е., Сергеев И.И. Психиатрия: Учебник для студентов мед. вузов. - 4-е изд. - М.: МЕДпресс-информ, 2008. - 576 с.
6. Brown M.D., George R. Bioethical Issues in the Management of Gender Dysphoria // Jefferson Journal of Psychiatry. - 1988. - Vol. 6, Iss. 1, Article 6.
7. Fisk N. Gender dysphoria syndrome (the how, what, and why of a disease) // Proceedings of the Second Inter disciplinary Symposium on Gender Dysphoria Syndrome / Edited by O. Laub, P. Gandy. - Palo Alto, CA.: Stanford University Press, 1973. - P. 7-14.
УДК 622.276
Нургалиев И.С. студент магистратуры 2 курса Уфимский государственный нефтяной технический университет
Россия, г. Уфа
ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОКСИДА НАТРИЯ ДЛЯ ЗАМЕДЛЕНИЯ ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ СОСТАВОВ НА ОСНОВЕ СИЛИКАТА
НАТРИЯ
Аннотация: В данной статье рассмотрены некоторые применяемые составы для водоизоляционных работ при разработке нефтяных месторождении и их недостатки. В статье приведены результаты лабораторных исследовании и методика проведения опытов по подбору оптимальных составов для водоизоляционных работ в пласте. Отмечено, что применение гидроксида натрия эффективнее и дешевле применения существующего аналога.
Ключевые слова: водоизоляционные работы, силикат натрия, гидроксид натрия, гель.
Nurgaliev I.S., graduate student
2 year
Ufa State Petroleum Technological University
Russia, Ufa
USE OF SODIUM HYDROXIDE TO DECELERATION THE GEL FORMATION OF COMPOSITION BASED ON SODIUM SILICATE
Annotation: In this article, some of the compositions used for waterproofing work in the development of oil fields and their shortcomings are considered. The article presents the results of laboratory studies and methods for conducting experiments on the selection of optimal compositions for waterproofing works in the reservoir. It is noted that the use of sodium hydroxide is more effective and cheaper than the use of the existing analogue.
Keywords: waterproofing works, sodium silicate, sodium hydroxide, gel.
На сегодняшний день острой проблемой в добыче нефти является рост обводненности продукции добывающих скважин, одной из причин которого является фильтрация закачиваемой воды по высокопроницаемым участкам пласта. В результате невыработанные нефтенасыщенные пропластки остаются не вовлеченными в разработку. В связи с этим возникает необходимость искусственно снижать проницаемость промытых водой зон [1].
Приток воды в добывающие скважины может быть ограничен применением различных материалов, создающие слабопроницаемые барьеры в пласте. Практическое применение нашли синтетические смолы и полимеризующие органические материалы, при отверждении образующие прочные и твердые водоизолирующие материалы. Недостатком данных материалов является их нестабильность - они могут отверждаться при хранении [2].
Широко применяется в водоизоляционных работах гидролизованный полиакрилонитрил - гипан, который при контакте с поливалентными катионами коагулирует и образует густую резиноподрбную массу. Является эффективным изолирующим материалом при высокой минерализации пластовых вод (> 50 г/л), однако в условиях Западной Сибири малоэффективен и ненадежен. При этом хорошая коагуляция гипана может быть достигнута закачкой оторочки растворов хлористого кальция или хлоридов железа и магния, но данные материалы очень дорогие. Также существенным недостатком гипана является его высокая начальная вязкость (300 - 350 мПас) [3,5].
Для ограничения водопритока достаточно широко применяются гели полиакриламида с различными сшивателями. Данные составы обладают селективными свойствами за счет избирательной адсорбции молекул в водонасыщенных интервалах. В качестве сшивателя могут быть применены ацетат хрома, полиэтиленамин, цитрат алюминия, лактатом натрия. Недостаток данных составов - сложность приготовления в зимних условиях
[3].
Разработаны гелеобразующие системы для изоляции водопритока на основе натриевого жидкого стекла, которая является полимером, а в качестве сшивателя могут быть применены различные кислоты. При взаимодействии силиката натрия с кислотами образуется золь кремниевой кислоты, которая со временем превращается в прочный гель. На промысле закачка гелеобразующих систем может продолжаться до 10 часов, поэтому важно не допустить образования геля в течение этого времени. Для регулирования времени гелеобразования применяется ингибитор - моноэтаноламин (МЭА) - стабильный аминоспирт. При этом МЭА является достаточно дорогим реагентом [4,6].
Аналогичным замедлителем реакции гелеобразования может выступать каустическая сода - КаОИ. Данный реагент является самой распространенной щелочью.
Нами были исследованы время гелеобразования и прочность полученных гелей на основе натриевого жидкого стекла. В качестве сшивающего агента была использована соляная кислота.
При приготовлении каждой композиции с учетом требуемых концентрации силиката натрия и кислоты в растворе взвешивалось расчетное количество воды. В колбах приготавливались водные растворы кислот и силиката натрия. Для приготовления водных растворов сухие реагенты (порошок) взвешивались на высокоточных лабораторных весах.
Композиции готовились в специальной лабораторной посуде - в стаканах из кварцевого стекла. В расчетное количество воды добавлялось расчетный объем раствора жидкого стекла и тщательно перемешивалось не менее 30 секунд. Для отбора раствором использовались высокоточные медицинские шприцы. Далее в полученный раствор добавлялся расчетный объем раствора кислоты и раствор замедлителя и полученный состав так же перемешивался в течение 30 секунд. После перемешивания реагентов фиксировалось время для дальнейшего определения времени гелеобразования.
Для определения времени полного загеливания стаканы с образцами проверялись каждую минуту в течении первых 10 минут. Проверка производилась наклоном стакана на 45°. В случае, если верхний мениск не меняет своего положения при данном уклоне, состав считался загелившимся. После 10 минут после приготовления составов проверка на образование геля осуществлялась реже - через каждые 5 минут в течение первого часа. В случае, если за это время гель не образовывался, то в дальнейшем контроль осуществлялся не реже, чем раз в 15 минут.
Пластическая прочность гелей определялась с помощью конусов Ребиндера. Сущность метода определении пластической прочности заключается в измерении глубины погружения утяжеленного конуса в гель. Масса конуса заранее определяется. В проведенных опытах были использованы конусы с массами 14, 34 и 74г. В исследуемый гель под собственной нагрузкой погружался конус в течение 20 минут. Далее определялся пластическая прочность геля по формуле Ребиндера.
Полученные результаты исследовании представлены в таблицах 1, 2 и на рисунках 1, 2.
С увеличением концентрации силиката натрия время загеливания увеличивается, но при этом прочность снижается. С уменьшением концентрации кислоты время загеливания так же увеличивается. Уменьшение концентрации соляной кислоты ниже 0,8 % масс. приводит к существенному снижению прочности гелей, а увеличение концентрации замедлителя приводит к повышению затрат на приготовление композиции.
Аналогичная зависимость наблюдается при применении МЭА (таблица 2).
Таблица 1 - Результаты исследовании с NaOH
Силикат натрия, % масс. Соляная кислота, % масс. NaOH, % масс. Время загеливания, мин Пластическая прочность, Па
7 0,8 - 155 1863
7 0,9 - 85 2434
7 1 - 38 3439
7 0,8 0,2 290 1629
7 0,9 0,2 168 2286
7 1 0,2 89 3193
7 0,8 0,5 790 1369
7 0,9 0,5 380 2029
7 1 0,5 195 2872
6 0,8 - 105 2029
6 0,9 - 45 2775
6 1 - 20 3864
6 0,8 0,2 290 1838
6 0,9 0,2 135 2513
6 1 0,2 67 3572
6 0,8 0,5 680 1672
6 0,9 0,5 340 2358
6 1 0,5 156 3313
Рисунок 1- Зависимость времени гелеобразования от концентрации HCl при разном содержании NaOH для а) 7% масс. силиката натрия и б) 6%
масс. силиката натрия Из представленных в таблице 1 рецептур наиболее оптимальным является композиция с 7 % силиката натрия, 0,8 % HCl и 0,5 % NaOH с временем загеливания 13,17 часа, что вполне достаточно для проведения закачки состава без загеливания его в скважине.
Таблица 2 - Результаты исследовании с МЭА
Силикат натрия, Соляная МЭА, % Время загеливания, Прочность,
% масс. кислота, % масс. масс. мин Па
7 0,8 0,5 360 1672
7 0,9 0,5 140 2286
7 1 0,5 68 3193
7 0,8 1 680 1193
7 0,9 1 290 1863
7 1 1 122 2683
6 0,8 0,5 228 1863
6 0,9 0,5 101 2683
6 1 0,5 40 3572
6 0,8 1 490 1509
6 0,9 1 240 2152
6 1 1 98 3193
При сравнении результатов исследовании составов с МЭА и NaOH, выявлено, что гидроокись натрия более эффективен как ингибитор гелеобразования. На графике 2 представлены зависимости времени гелеобразования от концентрации HCl для двух ингибиторов при одинаковых концентрациях исходных компонентов: 7% силиката натрия и 0,5% ингибитора.
Скорость загеливания зависит от pH среды. NaOH, являясь щелочью, меняет кислотность раствора, и, тем самым замедляет реакцию гелеобразования.
Концентрация HCl, % масс.
0,5% NaOH 0,5% МЭА
Рисунок 2 - Зависимость времени гелеобразования от концентрации HCl для 7% силиката натрия
При применении NaOH вместо МЭА в тех же концентрациях время загеливания увеличилась примерно в 2,5 раза. При этом стоимость каустической соды примерно на 40% ниже стоимости МЭА. Различие в пластическая прочность полученных гелей не существенна. Из полученных результатов исследовании сделан вывод, что применение каустической соды вместо МЭА целесообразнее.
Использованные источники:
1. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождении на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. -255 с.
2. Абдрахманов Г.С. Изоляция зон водопритоков в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах / Г.С. Абдрахманов, И.Г. Юсупов, Г.А. Орлов и др. // Нефтяное хозяйство.-2003.-№ 2. - С. 44-46.
3. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.:Недра, 2000. - 653 с.
4. Борхович С.Ю. Применение комплексных инновационных решении в технологиях ремонтно-изоляционных работ для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти / С.Ю. Борхович, А.Я. Волков, А.В. Колода и др. //Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 10. - С. 3034.
5. Вахитов Т.М. Разработка и внедрение тампонажных составов и технологий ремонтных работ на месторождениях ОАО «Башнефть» / Т.М. Вахитов, Р.М. Камалетдинов, Л.Д. Емалетдинова и др. //Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 4.- С. 61-63.
6. Демахин С.А. Селективные методы ограничения водопритока в нефтяные скважины / С.А. Демахин, А.Г. Демахин. - Саратов: Изд-воГосУНЦ «Колледж», 2003. - 167 с.
