состав для повышения нефтеотдачи пласта

Формула изобретения

1. Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий смолу, отвердитель и карбонат аммония, отличающийся тем, что в качестве отвердителя используют жидкий отвердитель при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

смола 100

отвердитель жидкий 15,1-60

карбонат аммония 0,1-9,9.

2. Состав для повышения нефтеотдачи пласта по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горному делу, а именно к повышению нефтеотдачи пластов.

Известен состав для крепления слабосцементированных коллекторов, который содержит фенолформальдегидную или мочевиноформальдегидную смолы, солянокислый гидроксиламин и воду (а. с. №968334, Е 21 В 33/138, 1982).

Недостатком данного состава является то, что его применение не обеспечивает достаточной проницаемости прискважинной зоны, а добавка в смолу 50% воды сильно снижает прочность образуемого коллектора.

Известен также состав для крепления слабосцементированного пласта, содержащий алкилрезорциноформальдегидную смолу, отвердитель - параформ и минеральный наполнитель - бикарбонат натрия (а. с. №1760088, Е 21 В 33/138, 1989).

Недостатком этого состава является то, что при применении бикарбоната натрия в качестве порообразователя (для увеличения проницаемости) требуется дополнительная прокачка кислоты, что приводит к неравномерному образованию пор и снижению проницаемости и прочности образуемого коллектора, что в конечном итоге сказывается на снижении продуктивности скважины.

Наиболее близким является состав для крепления слабосцементированного пласта, содержащий смолу, отвердитель-параформ, карбонат аммония (а.с. №1596073, Е 21 В 33/138, 1988, прототип).

Недостатком этого состава является то, что используется порошкообразный отвердитель, а при использовании порошкообразного отвердителя снижается зона проникновения изоляционного раствора.

Глубина проникновения в пласт порошкообразного отвердителя ограничена стенкой скважины и тем самым существенно снижается прочность и проницаемость образуемого коллектора.

Предлагаемый нами состав для повышения нефтеотдачи пласта лишен приведенных выше недостатков, кроме того, отличается тем, что позволяет производить повышение нефтеотдачи пласта, т.е. увеличения дебита скважины, за счет повышения эффективности работ по ограничению водо- и пескопроявлений, увеличения межремонтного периода скважин, а также сокращение подземного оборудования в скважине.

Состав для повышения нефтеотдачи пласта состоит из смолы, жидкого отвердителя и карбоната аммония, где в качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы, при следующем соотношении компонентов (мас.ч.):

смола - 100

отвердитель жидкий - 15,1-60

карбонат аммония - 0,1-9,9.

В качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы, например раствор гексаметилентетрамина в формалине, модифицированный карбоксиметилцеллюлозой и этиленгликолем, выпускается по ТУ 6-05-281-22-89, раствор уротропина, раствор формалина.

В качестве смол (продуктов поликонденсации) применяют, например, фенолорезорциноформальдегидную смолу марки ФРФ-50РМ, выпускается по ТУ-6-05-1638-78, а получают ее путем конденсации алкилрезорциноформальдегидной фракции, выкипающей при температуре +275/+290° С; алкилрезорциноформальдегидную смолу марки ФР-100, выпускается по ТУ-6-05-1638-78, а получают ее путем конденсации алкилрезорциноформальдегидной фракции, выкипающей при температуре +275/+290° С.

Карбонат аммония представляет собой порошкообразный минеральный наполнитель, порообразователь.

Состав для повышения нефтеотдачи пласта готовят следующим образом.

В смолу, например, марки ФРФ-50РМ, марки ФР-100 и др., вводят жидкий отвердитель (далее по тексту ОЖ) и карбонат аммония в вышеуказанных соотношениях, все ингредиенты перемешивают механическими средствами до равномерного их распределения во всем объеме раствора.

Далее приготовленный состав для повышения нефтеотдачи пласта (далее по тексту состав) закачивают, затем продавливают в интервал перфорации скважины, имеющий пластовую температуру не менее +50°С или нужную температуру, которую создают, например, методом электропрогрева.

Лабораторные эксперименты проводились на установке исследования проницаемости кернов (УИПК-1м) при комнатной температуре. Для чего брался нефтенасыщенный керн, помещался в кернодержатель и моделировалось пластовое давление боковым и торцовым гидрообжимом. После этого в образец закачивался состав (смола с различным соотношением ОЖ и карбоната аммония) и обработанный образец выдерживался в кернодержателе под давлением 10,0 МПа в течение 24 часов при температуре не менее +50° С. Затем замерялись следующие параметры:

Кпр. по керосину - показатель проницаемости образуемого коллектора, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта;

Твердость - показатель прочности образуемого коллектора, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта.

Предлагаемый состав испытывался в промысловых условиях (на скважинах).

Для этого в насосно-компресорные трубы, спущенные на 5-10 м выше интервала перфорации, методом прямой циркуляции закачивают приготовленный состав, доводят до башмака насосно-компресорных труб, закрывают затрубное пространство и продавливают его в интервал перфорации с помощью средства доставки, например, разделительной жидкостью (керосин, ацетон), технологической жидкостью. По окончании продавки оставляют скважину для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов. По истечении указанного времени скважину осваивают.

По окончании работ замерялись следующие параметры:

1. Обводненность (%) - показатель ограничения ликвидации заколонных перетоков, чем меньше % обводненности, тем выше нефтеотдача пласта.

2. Твердость (МПа/см²) - показатель прочности крепления пласта, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта.

3. Кпр. по керосину (мкм²· 10^-3 ), Qж (м³/сут) - показатель проницаемости образуемого коллектора, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта.

4. КВЧ (мг/л) - количество взвешанных частиц, чем меньше несет песка, тем выше продолжительность безремонтного периода работы скважины и тем самым увеличивается нефтеотдача пласта.

5. Qн - дебит нефти (т/сут).

Предложенный состав испытывался в лабораторных условиях, на промыслах и иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Барсуковского месторождения помещался в кернодержатель и создавалось давление 10,0 МПа при температуре +55° С. Затем в образец закачивался состав, включающий следующие компоненты, при следующих объемах, г:

смола марки ФРФ-50РМ - 100,0;

раствор формалина - 20;

карбонат аммония - 0,1.

Через 24 часа образец имел следующие параметры:

Кпр. по керосину - 0,001 мкм²· 10^-3;

Твердость - 46 МПа/см².

Этот же состав испытывался на скважине №3378 Барсуковского месторождения в интервале 1768-1770,5 м. Состояние скважины до проведения испытания:

Qж=17 м³/сут, обводненность - 83%, Qн=2,5 т/сут, КВЧ=200 мг/л. Скважина была остановлена по причинам: высокой обводненности и образования песчаной пробки в стволе.

Испытания проводились следующим образом.

В насосно-компресорные трубы (далее по тексту НКТ), спущенные на глубину 1758 м, методом прямой циркуляции закачивают вышеуказанный состав в следующих объемах, кг:

смола марки ФРФ-50р - 1000;

раствор формалина - 200;

карбонат аммония - 1.

Довели указанный выше состав до башмака НКТ, закрыли затрубное пространство и продавили его технологической жидкостью в интервале перфорации. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

В результате проведенных работ обводненность пластового флюида снизилась, дебит нефти увеличился, т.е. получили следующее данные:

Обводненность - 84%, Q _н-5,8 т/сут, КВЧ=77 мг/л.

Пример 2

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Барсуковского месторождения, помещался в кернодержатель и создавалось давление 10,0 МПа при температуре +55° С. Затем в образец закачивался состав, включающий следующие компоненты при следующих объемах, г:

смола марки ФРФ-50РМ - 100;

раствор формалина - 50;

карбонат аммония - 5.

Через 24 часа образец имел следующие параметры:

Кпр. по керосину - 112,3 мкм²· 10 ^-3;

Твердость - 23 МПа/см².

Этот же состав испытывался на скважине №3240 Барсуковского месторождения в интервале 1818-1824 м.

Состояние скважины до проведения испытаний:

Qж=37 м³/сут, обводненность - 84%, Q_н=5 т/сут, КВЧ=220 мг/л. Скважина была остановлена по причинам высокой обводненности и образования песчаной пробки в стволе.

Испытания проводились следующим образом.

В НКТ, спущенные на глубину 1808 м, методом прямой циркуляции закачивают состав в следующих объемах, кг:

смола марки ФРФ-50РМ - 1000;

раствор формалина - 500;

карбонат аммония - 50.

После этого довели состав до башмака НКТ, закрыли затрубное пространство и продавили его технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

В результате проведенных испытаний обводненность пластового флюида снизилась; дебит нефти увеличился:

Обводненность - 73%, Q_н=5,1 т/сут, КВЧ=53 мг/л.

Пример 3

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Комсомольского месторождения, помещался в кернодержатель и создавалось давление 10,0 МПа при температуре +55° С. Затем в образец закачивался состав, включающий следующие компоненты, при следующих объемах, г:

смола марки ФРФ-50РМ - 100;

раствор формалина - 40;

карбонат аммония - 8.

Через 24 часа образец имел следующие параметры:

Кпр. по керосину - 70 мкм²· 10^-3;

Твердость - 26 МПа/см² .

Этот же состав испытывался на скважине №4409 Комсомольского месторождения в интервале 1573-1586 м. Состояние скважины до проведения испытаний:

Qж=21 м³/сут, Q_н =16 т/сут, обводненность - 10%,

КВЧ=191,5мг/л. Скважина была остановлена по причине

образования песчаной пробки.

Испытания проводились следующим образом:

В НКТ, спущенные на глубину 1563 м, методом прямой циркуляции закачивают состав в следующих объемах, кг:

смола марки ФРФ-50р - 1000;

раствор формалина - 400;

карбонат аммония - 80.

Довели состав до башмака НКТ, закрыли затрубное пространство и продавили его технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

В результате проведенных испытаний дебит нефти увеличился, КВЧ снизился:

Обводненность - 10%, Q_н=18 т/сут, КВЧ=76 мг/л.

Пример 4. Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Комсомольского месторождения, помещался в кернодержатель и создавалось давление 10,0 МПа при температуре +55° С. Затем в образец закачивался состав, включающий следующие компоненты, при следующих объемах, г:

смола марки ФРФ-50РМ - 100;

раствор формалина - 60;

карбонат аммония - 1,7.

Через 24 часа образец имел следующие параметры:

Кпр. по керосину - 139 мкм²· 10^-3;

Твердость - 19 МПа/см ².

Этот же состав испытывался на скважине №4463 Комсомольского месторождения в интервале 1557-1560 м.

Состояние скважины до проведения испытаний:

Qж=35 м³/сут, КВЧ=179 мг/л, обводненность - 28%, Q_н=21 т/сут. Скважина была остановлена по причине образования песчаной пробки.

Испытания заключались в следующем:

В НКТ, спущенные на глубину 1547 м, методом прямой циркуляции закачивают состав в следующих объемах, кг:

смола марки ФРФ-50РМ - 1000;

раствор формалина – 600;

карбонат аммония - 150.

Довели состав до башмака НКТ, закрыли затрубное пространство и продавили его технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

Скважину освоили методом снижения уровня жидкости в стволе скважины. В результате проведенных испытаний дебит нефти увеличился, КВЧ снизился:

Обводненность - 20%, КВЧ=63,5 мг/л, Q_н =31,0 т/сут. Всего проведено 45 экспериментов, результаты некоторых экспериментов представлены в таблицах 1 и 2.

Из приведенных примеров видно, что введение в состав жидкого отвердителя и концентрация компонентов (карбоната аммония 0,1-9,9 вес.ч. и жидкого отвердителя 15,1-60 вес.ч.) удовлетворяет техническому решению, поставленному для предлагаемого состава.

Представленные в таблице 2 данные позволяют сделать вывод о повышении продуктивности пласта - дебиты скважин по нефти выросли более чем в два раза в среднем от 2 до 9 т/сут, что позволило дополнительно добыть десятки тысяч тонн нефти.

Использование всех компонентов состава в комплексе и в указанных пределах обеспечивает увеличение проницаемости и твердости образуемого коллектора, которое самым непосредственным образом связанно с увеличением дебита скважины, т.к. увеличение прочности коллектора позволяет увеличить создаваемую депрессию на пласт (без существенного увеличения выноса песка в ствол скважины, показатель КВЧ). Депрессия и дебит скважины имеют прямую зависимость, т.о. увеличивая депрессию, мы увеличиваем дебит скважины, одновременно увеличивая проницаемость коллектора, мы увеличиваем скорость фильтрации нефти, что опять же приводит к увеличению дебита скважины.

Количество взвешенных частиц (КВЧ) в пластовом флюиде по всем скважинам составляет менее 100 мг/л, этот показатель позволяет применять подземное насосное оборудование без дополнительных фильтров, что приводит к увеличению безремонтного периода работы скважины. Так, например, применение противопесочного фильтра на насосном оборудовании способствует образованию песчаной пробки между фильтром и интервалом перфорации.

Высокая обводненность и образование песчаных пробок являются основной причиной остановки и капитального ремонта скважин и влияет на продуктивность скважины (Барсуковского и Комсомольского месторождений 3-С Н-Г К). Как показали промысловые испытания, применение предлагаемого состава позволяет успешно бороться с этими осложнениями.

В совокупности увеличение эффективности работ по ограничению водо- и пескопроявлений в скважине, увеличения дебита скважины за счет увеличения прочности и проницаемости образуемого коллектора, увеличения межремонтного периода скважин, а также сокращение подземного оборудования в скважине приводит к повышению нефтеотдачи пласта.