Wpływ modyfikatora na właściwości wiskoelastyczne żeli krzemianowych

• Autorzy: Cicha-Szot R. , Falkowicz S.

Warianty tytułu

EN

The influence of modifier on viscoelastic properties of silicate gels

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Zatłaczając do porowatej skały zbiornikowej koloidalny roztwór krzemianu sodu, a następnie obniżając jego wyjściowe pH, można w znaczącym stopniu, w dużej objętości, obniżyć przepuszczalność początkową tej skały. Dzieje się tak dlatego, że w wyniku obniżenia pH roztworu krzemianu sodu następuje jego żelowanie, a tym samym drastyczny spadek przepuszczalności skały, do której został zatłoczony. W przemyśle wydobycia węglowodorów proces ten potencjalnie może być wykorzystywany jako alternatywa do powszechnie stosowanych chemicznie sieciowanych żeli polimerowych w zabiegach nawadniania złoż lub w klasycznych zabiegach zamykania dopływu wód złożowych do odwiertów produkcyjnych. Wadą żeli krzemianowych jest ich kruchość i kurczliwość, dlatego też konieczna jest modyfikacja żeli w celu wyeliminowania tych wad, co realizuje się poprzez stosowanie odpowiednich dodatków. W artykule przedstawiono przegląd modyfikacji żeli krzemianowych. Opierając się na danych literaturowych wytypowano 4 dodatki (1,3-βglukan, chlorek żelaza, chlorek glinu, bentonit sodowy) i przebadano ich wpływ na wytrzymałość mechaniczną oraz kurczliwość żeli. Z przeprowadzonych badań wynika, iż optymalnym modyfikatorem żelu krzemianowego jest 0,12% Al. Dodatek ten powoduje znaczny wzrost wytrzymałości mechanicznej (o 23 kPa) i redukuje kurczliwość żelu do około 1%.

EN

By the injection of silicate colloidal solution to reservoir rock and then decreasing its pH the initial permeability of the rock might be lowered in meaningful grade and in reasonable volume. Decrease in pH of injected to the reservoir silicate solution cause its gellation and as a result permeability damage of the rock. In oil industry that process can be used as an alternative for chemical cross-linked polymer systems in water shut off treatments. The main disadvantages of the silicate system are brittleness and propensity to shrink. Therefore, there is necessity to make modification of silicate systems to improve gel properties. This paper presents literature review of silicate gel system modifications. Selection of appropriate additives extending gelling time and improving gel properties is very difficult because of the lack of the information about gelling mechanism. Moreover, complexity of the systems which contains organic and inorganic additives cause difficulties in industrial applications. Based on literature data four additives were selected (1,3-β-glucan, iron chloride, aluminum chloride, sodium bentonite) to laboratory tests. Influence of additives on mechanical gel strength and its ability to shrink were examined. The best modification of gel properties was obtain by addition of 0.12 wt. % Al, which caused significant increase of mechanical strength (23 kPa) and reduction of gel shrink to circa 1%.

Słowa kluczowe

PL

żele krzemianowe; modyfikacja żeli krzemianowych; dodatki; właściwości wiskoelastyczne

EN

silicate gels; modification of silicate gels; additives; viscoelastic properties

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2010
• Tom: R. 66, nr 12
• Strony: 1102--1108
• Opis fizyczny: Bibliogr. 20 poz., rys., tab.

Twórcy

autor

Cicha-Szot R.

autor

Falkowicz S.

• Instytut Nafty i Gazu, Kraków

Bibliografia

• [1] Anderson K.H.: Method of Oil Recovery. U.S. Patent 2,402,588, 1946.
• [2] Beecroft W.H., Maier L.F.: U.S. Patent 808312, 1969.
• [3] Cole R.C., Mody B., Pace J.: Water Control for Enhanced Oil Recovery. European Offshore Conference, 1981.
• [4] Elfrink E.B.: Selective plugging method. U.S. Patent 3,261,400, 1966.
• [5] Grattoni C.A., Al-Sharji H.H., Yang C., Muggeridge A.H., Zimmerman R.W.: Rheology and permeability of crosslinked polyacrylamide gel. J. Colloid Interface Sci, 240, 601–607, 2001.
• [6] Hills R.V.A.: Process of excluding water from oil and gas wells. U.S. Patent 1,421,706, 1922.
• [7] Islam M.R., Farouq Ali S.M.: Use of Silica Gel for Improving Waterflooding Performance of Bottom-water Reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 8, p. 303–313, 1993.
• [8] Kakadijan S., Rauseo O., Mejias F.: Dynamic Rheology as a Method for Quantify Gel Strength of Water Shutoff Systems. SPE 50751, 1999.
• [9] Lakatos I., Lakatos-Szabó J., Kosztin B., Palásthy G., Kristóf P.: Polymer/Silicate Well Treatment Techniques: State-of-Art and Experiences at the Algyo Field Hungary. Erdöl Erdgas Kohle, 116, 4, 186–191, 2000.
• [10] Lawrence D.D., Feiber B.J.: Formation treatment with silicate activated lignosulfonate gel. U.S. Patent 4257813, 1981.
• [11] Liu J., Seright R.S.: Rheology of gels used for conformance control in fractures. Paper SPE 59318 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulusa, Oklahoma, April 3–5, 2000.
• [12] Lukach G., Sun S.T.: Gelled Aqueous composition. Patent USA 4604217, 1985.
• [13] Manley S., Davidovitch B., Davies N.R. i in.: Time-Dependent Strength of Colloidal Gels. Physical Review Letters nr 95, s. 048302-1–048302-4, 2005.
• [14] Nasr-El-Din H.A., Taylor K.C.: Evaluation of sodium silicate/ urea gels used for water shut-off treatments. Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 48, Issue 3–4, p. 141–160, 2005.
• [15] Prud’homme R.K., Uhl J., Poinsatte J.P., Halverson F.: Rheological monitoring of the formation of polyscrylamide/Cr3+ gels. SPE, 804–808, 1983.
• [16] Robertson J.O., Oefelein F.H.: Plugging Thief Zones in Water Injection Wells. Journal of Petroleum Technology, p. 999–1004, 1967.
• [17] Sandiford B.B.: Plugging High Permeability Zones of Reservoirs Having Heterogeneous Permeability. U.S. Patent 4069869, 1978.
• [18] Sandiford B.B.: Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs. U.S. Patent 4332297, 1982.
• [19] Sparlin D.D., Hagen R.W.: Controlling Water in Producing Operations. Part 4 – Grouting Materials and Techniques. World Oil, 6:149, 1984.
• [20] Vinot B., Schechter R.S., Lake L.W.: Formation on Water/ Soluble Silicate Gels by the Hydrolysis of a Diester of Dicarboxylic Acid Solubilized as Microemulsion. SPE Technical Paper 14236, SPE RE 8:391, 1989.