СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА Российский патент 2009 года по МПК C09K8/44 

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

Известен также состав для крепления слабосцементированного пласта, содержащий алкилрезорциноформальдегидную смолу, отвердитель и минеральный наполнитель (а.с. №1760088, Е21В 33/138, 1989).

Недостатком этого состава является то, что образуемые при его использовании коллекторы имеют недостаточную проницаемость, а это снижает продуктивность скважины, что состав используют в пластах с температурным режимом от +50°С до +60°С.

Известен также состав для крепления слабосцементированного пласта содержащий смолу, отвердитель, карбонат аммония (а.с. №1596073, Е21В 33/138, 1988).

Недостатком вышеуказанного состава для крепления слабосцементированного пласта является то, что образуемые при его использовании коллекторы имеют недостаточную проницаемость и что состав для крепления слабосцементированного пласта используют в пластах с температурным режимом от +50°С до +60°С.

Наиболее близким является состав для повышения нефтеотдачи пласта, содержащий смолу, жидкий отвердитель и карбонат аммония (П. №2246605, Е21В 33/138, 2005, прототип).

Недостатком состава для повышения нефтеотдачи пласта является то, что коллекторы, образуемые при его использовании, имеют недостаточную проницаемость и имеют существенное ограничение в использовании его в пластах с температурным режимом от +50°С до +60°С.

Предлагаемый нами состав для повышения нефтеотдачи пласта лишен приведенных выше недостатков, кроме этого, он позволяет повысить нефтеотдачу продуктивного пласта, т.е. увеличения дебита скважины, за счет использования его:

1) для крепления песков и проппантов после гидроразрыва пласта, что обеспечивает предотвращение выноса песка, проппанта;

2) для увеличения проводимости пласта в процессе эксплуатации скважины, что обеспечивает увеличения проницаемости продуктивного пласта с сохранением твердости этого пласта;

3) для повышения эффективности работ в пластах с температурным интервалом от +30°С до +95°С по ограничению водо-, пескопроявлений и выноса проппанта после гидроразрыва пласта, что обеспечивает термостабильность состава.

Кроме этого, предлагаемый состав позволяет увеличить межремонтный период скважин и сократить количество подземного оборудования в скважине.

Предлагаемый состав для повышения нефтеотдачи пласта включает смолу, жидкий отвердитель, карбонат аммония, и дополнительно используют гидрофобный раствор при следующем соотношении компонентов, мас.%:

смола 36,0-27,06 отвердитель жидкий 1,74-21,64 карбонат аммония 0,03-2,7 гидрофобный раствор остальное

Известно, что закономерности фильтрации жидкостей в пористой среде зависят не только от структурных параметров породы (образцов), а именно пористости, проницаемости, распределения пор и т.д., но и от смачиваемости поверхности поровых каналов. Смачиваемость оказывает решающее влияние на фазовую проницаемость. При этом поверхность, смачиваемая водой, является гидрофильной, а углеводородными жидкостями - гидрофобной. Проникающий в пласт фильтрат бурового раствора, жидкостей глушения скважин при ремонтных работах или жидкостей разрыва пласта при закреплении трещин во время закачки пропантов (ГРП) гидрофилизует поверхность горных пород и тем самым значительно снижает их проницаемость по нефти.

В связи с этим в предлагаемом составе для повышения нефтеотдачи пласта дополнительно используют гидрофобный (фобизирующий) раствор, например 5-10%-ный раствор кремнийорганических жидкостей (ЭТС-40,32,16, ЭТС-кондесата) в дизельном топливе, щелочной раствор торфяной вытяжки, содержащий гуминовые кислоты.

В качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы, например раствор уротропина в формалине, выпускаемый по ТУ 6-05-281-22-89.

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

В предлагаемом составе для повышения нефтеотдачи пласта вместо смолы и жидкого отвердителя в указанных количествах можно использовать готовые полимерные композиции «ГЕОТЕРМ» по ТУ 2257-075-26161597-2007, включающие смолу и жидкий отвердитель в количествах, соответствующих заявленному составу для повышения нефтеотдачи пласта (далее по тексту - состав).

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, например, раствор уротропина в формалине, модифицированный этиленгликолем (далее по тексту - ОЖ) и карбонат аммония в определенных соотношениях, все ингредиенты перемешивают механическими средствами до равномерного их распределения во всем объеме раствора. Полученную смесь закачивают в скважину, затем продавливают в интервал перфорации скважины, имеющий пластовую температуру от +30°С до +95°С, и не менее чем через час закачивают расчетное количество гидрофобного раствора, например 5-10%-ный раствор кремнийорганических жидкостей (ЭТС-40,32,16, ЭТС-конденсата) в дизельном топливе, щелочной раствор торфяной вытяжки (далее по тексту - торфяная вытяжка) в расчетном количестве.

Лабораторные эксперименты проводились на установке исследования проницаемости кернов (УИПК - 1 м) при комнатной температуре. Для чего брался образец в виде нефтенасыщенного керна, помещался в кернодержатель, и моделировалось пластовое давление боковым и торцовым гидрообжимом.

После этого в образец закачивалась смесь, содержащая смолу, ОЖ и карбонат аммония с расчетным соотношением, затем обработанный образец выдерживался в кернодержателе под давлением 10,0 МПа не менее часа при температуре от +30°С до +95°С. Затем осуществляли закачку в образец расчетное количество гидрофобного раствора, например 5-10%-ного раствора кремнийорганических жидкостей (ЭТС-40,32,16, ЭТС-конденсата) в дизельном топливе, торфяной вытяжки.

Замеряли следующие параметры образца:

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 испытывали в промысловых условиях (на скважинах Тюменской области).

Для этого в насосно-компресорные трубы, спущенные в скважину на 5-10 м выше интервала перфорации, методом прямой циркуляции закачивают приготовленную смесь, которая содержит смолу, ОЖ и карбонат аммония с расчетным соотношением, доводят ее до башмака насосно-компресорных труб, закрывают затрубное пространство. После этого смесь продавливают в интервал перфорации с помощью средства доставки, например, разделительной жидкостью (керосин, ацетон), технологической жидкостью и по окончании продавки оставляют скважину для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение не менее часа.

Затем осуществляют закачку в пласт гидрофобного раствора в расчетном количестве.

По окончании работ замеряют 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 взвешенных частиц) - чем меньше несет песка, тем выше продолжительность безремонтного периода работы скважины и тем самым увеличивается нефтеотдача пласта.

5. Qн - дебит нефти (т/сут).

По истечении определенного времени скважину осваивают с замером и сравнением всех вышеуказанных параметров.

Предложенный состав иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1 (№7 табл.1)

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Комсомольского месторождения (пласт ПК 18-20), помещаем в кернодержатель и создаем давление 10,0 МПа при температуре +40°С. Затем в образец закачиваем смесь, которая содержит следующие компоненты при массовом соотношении, (%):

смола марки ФРФ-50РМ 36,5 раствор уротропина в формалине 11 карбонат аммония 1,5

Через 24 часа в этот образец закачиваем 10%-ный раствор ЭТС-40 в широких фракциях легких углеводородов (далее по тексту - ШФЛУ) в объеме 140 мл (51%). Спустя 12 часов обработанный образец имеет следующие параметры:

Кпр по керосину 350 мкм²×10^-3 твердость 33 МПа/см²

Этот же состав испытываем на скважине №1813 Комсомольского месторождения в интервале 1709-1716 м (№2 табл.2). Состояние скважины до проведения испытания:

Ож = 44 м³/сут, обводненность - 99%, Qн = 0,4 т/сут, КВЧ = 360 мг/л, температура +40°С.

Скважина была остановлена по причинам высокой обводненности и образования песчаной пробки в стволе.

Испытания проводим следующим образом.

В насосно-компресорные трубы (далее по тексту НКТ), спущенные на глубину 1700 м, методом прямой циркуляции закачиваем смесь, которая содержит следующие компоненты при следующих объемах, кг (%):

смола марки ФРФ-50р 36,5 раствор уротропина в формалине 11 карбонат аммония 1,5

Доводим указанную выше смесь до башмака НКТ, закрываем затрубное пространство и продавливаем ее технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставляем для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

Далее в скважину закачиваем 10%-ный раствор ЭТС-40 в ШФЛУ в объеме 1400 кг (51%). Спустя 12 часов скважину освоили. В результате проведенных работ обводненность пластового флюида снизилась, дебит нефти увеличился, и получили следующие параметры работы скважины:

Обводненность - 60%, Qн = 13,8 т/сут, Qж = 40,66 м³/сут, КВЧ = 33,4 мг/л.

Пример 2 (№10 табл.1)

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Федоровского месторождения (пласт АС4-8), помещаем в кернодержатель и создаем давление 10,0 МПа при температуре +75°С. Затем в образец закачиваем смесь, которая содержит следующие компоненты при следующих объемах, г (%):

смола марки ФРФ-50РМ 29 раствор уротропина в формалине 16,9 карбонат аммония 2,1

Через 4 часа в этот образец закачиваем 10%-ный раствор ЭТС-32 в ШФЛУ в объеме 200 мл (52%).

Спустя 12 часов образец имеет следующие параметры:

Кпр по керосину 400 мкм²×10^-3 твердость 24 МПа/см²

Этот же состав испытываем на скважине №594 Федоровского месторождения в интервале 2118-2126 м (№3 табл.2).

Состояние скважины с температурным режимом +75°С до проведения испытаний:

Qж = 63 м³/сут, обводненность - 73%, Qн = 14,5 т/сут, КВЧ = 1000 мг/л.

Скважина была остановлена по причине образования высокой обводненности.

Испытания проводим следующим образом.

В НКТ, спущенные на глубину 2100 м, методом прямой циркуляции закачивалась смесь, содержащая следующие компоненты при следующих объемах, кг (%):

смола марки ФРФ-50РМ 29 раствор уротропина в формалине 16,9 карбонат аммония 2,1

После этого доводим смесь до башмака НКТ, закрываем затрубное пространство и продавливаем ее технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставляем для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 3 часов.

Далее в пласт закачаем 10%-ный раствор ЭТС-32 в ШФЛУ в объеме 2000 кг (52%). Спустя 12 часов получили следующие параметры работы скважины:

Обводненность - 60%, Qн = 33,8 т/сут, Ож = 99 м³/сут, КВЧ = 53,4 мг/л.

Пример 3 (№8 табл.1)

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Барсуковского месторождения (пласт ПК 18-20), помещаем в кернодержатель и создаем давление 10,0 МПа при температуре +55°С. Затем в образец закачиваем смесь, которая содержит следующие компоненты при следующих объемах, г (%):

смола марки ФРФ-50РМ 34 раствор уротропина в формалине 11,9 карбонат аммония 1,7

Через 12 часов в этот образец закачиваем 10%-ный раствор ЭТС-16 в ШФЛУ в объеме 200 мл (52,4%). Спустя 12 часов образец имеет следующие параметры:

Кпр по керосину 400 мкм²×10^-3 твердость 32 МПа/см²

Этот же состав испытываем на скважине №3007 Барсуковского месторождения в интервале 1709-1716 м (№1 табл.2).

Состояние скважины с температурным режимом +55°С до проведения испытаний:

Qж = 64 м³/сут, Qн = 1,1 т/сут, обводненность - 92%, КВЧ = 200 мг/л.

Скважина была остановлена по причине образования песчаной пробки.

Испытания проводим следующим образом.

В НКТ, спущенные на глубину 1700 м, методом прямой циркуляции закачиваем смесь, которая содержит следующие компоненты при следующих объемах, кг (%):

смола марки ФРФ-50р 34 раствор уротропина в формалине 11,9 карбонат аммония 1,7

Доводим смесь до башмака НКТ, закрываем затрубное пространство и продавливаем ее технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставляем для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 10 часов.

Далее в пласт закачиваем 10%-ный раствор ЭТС-16 в ШФЛУ в объеме 2000 кг (52,4%). Спустя 12 часов получили следующие параметры работы скважины:

Обводненность - 70%, Qж = 58 м³/сут, Qн = 14,8 т/сут, КВЧ = 69 мг/л.

Пример 4 (№11 табл.1)

Слабосцементированный, нефтенасыщенный керн, взятый с Комсомольского месторождения (пласт ПК 18), помещаем в кернодержатель и создаем давление 10,0 МПа при температуре +35°С. Затем в образец закачиваем смесь, которая содержит следующие компоненты при следующих объемах, г (%):

смола марки ФРФ-50РМ 30 раствор уротропина в формалине 17 карбонат аммония 2,3

Через 24 часа в этот образец закачиваем торфяную вытяжку в объеме 180 мл (50,7%). Спустя 24 часа образец имеет следующие параметры:

Кпр по керосину 350 мкм²×10^-3 твердость 20 МПа/см

Этот же состав испытываем на скважине №354 Комсомольского месторождения в интервале 1685-1695 м (№4 табл.2).

Состояние скважины с температурным режимом +35°С до проведения испытаний:

Qж = 28 м³/сут, КВЧ = 200 мг/л, обводненность - 20%, Qн = 10 т/сут.

Скважина была остановлена по причине образования песчаной пробки.

Испытания проводим следующем образом.

В НКТ, спущенные на глубину 1700 м, методом прямой циркуляции закачиваем смесь, которая содержит следующие компоненты при следующих объемах, кг (%):

смола марки ФРФ-50РМ 1000 (30%) раствор уротропина в формалине 600 (17%) карбонат аммония (2,7%)

Доводим смесь до башмака НКТ, закрываем затрубное пространство и продавливаем ее технологической жидкостью в интервал перфорации. Скважину оставляем для прохождения реакции поликонденсации в пласте в течение 24 часов.

Далее в пласт закачиваем торфяную вытяжку в объеме (50,7%). Спустя 24 часа получили следующие параметры работы скважины:

Обводненность - 10%, Qн = 43,8 т/сут, Qж = 61,2 м³/сут, КВЧ = 67 мг/л.

Всего проведено 45 экспериментов, результаты некоторых экспериментов представлены в табл.1, 2.

В табл.1 приведены результаты сравнения ранее известного состава по патенту №2246605 с предлагаемым составом, из которой видно, что использование предлагаемого состава, содержащего смолу, жидкий отвердитель, карбонат аммония и гидрофобный раствор в определенных количествах, позволяет:

значительно повысить проницаемость пласта (образцов) при сохранении их твердости (коэффициент увеличения проницаемости пласта возрастает в 2-3 раза при использовании заявленного состава в пласте с температурным режимом от +30 до +95°С),

значительно повысить крепление песков и проппантов после гидроразрыва пласта,

значительно расширить температурный интервал применения предлагаемого состава от +30°С до +95°С, увеличивая его термостабильность.

Представленные в табл.2 данные позволяют сделать вывод о повышении продуктивности пласта - дебиты скважин понефти выросли от 7 т/сут до 14 т/сут, по сравнению с ранее известным составом, что позволило дополнительно добыть десятки тысяч тонн нефти.

В конечном итоге использование всех компонентов состава в комплексе и в указанных пределах обеспечивает:

увеличение проницаемости и сохранение твердости образуемого коллектора, которое самым непосредственным образом связано с увеличением дебита скважины, т.к. сохранение прочности коллектора позволяет увеличить создаваемую депрессию на пласт (без существенного увеличения выноса песка в ствол скважины, показатель КВЧ);

предотвращение выноса песка, проппанта;

термостабильность состава.

Кроме этого, предлагаемый состав позволяет увеличить межремонтный период скважин и сократить количество подземного оборудования в скважине.

Депрессия и дебит скважины имеют прямую зависимость, т.о., увеличивая депрессию, увеличиваем дебит скважины, одновременно увеличивая проницаемость коллектора, увеличиваем скорость фильтрации нефти, что опять же приводит к увеличению дебита скважины.

Количество взвешенных частиц (КВЧ) в пластовом флюиде по всем испытуемым 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 песчанных пробок являются основной причиной остановки и капитального ремонта скважин, что 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-, пескопроявлений и выноса проппанта после гидроразрыва пласта 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.

Таблица 1 Результаты сравнения лабораторных испытаний предлагаемого Состава и ранее известного Предлагаемый Состав Известный состав (П №2246605) № обр. Смола Жидкий отвердитель Карбонат аммония Гидроф. Р-Р Кпр по керосину Твердость Кпр по керосину Твердость Мас.ч. мкм²·10^-3 МПа/см² мкм²·10^-3 МПа/см² 1 100 0,5 0,05 110 - Жидкий     2 100 5 1,0 120 150 10 проницаемый жидкий 3 100 10 1,5 130 250 20 непроницаемый Порошкообр. 4 100 15 2,0 135 275 30 проницаемый Обр. жидкий 5 100 20 2,5 140 280 48 0,001 46 6 100 25 3 140 300 40     7 100 30 4 140 350 33 108 28 8 100 35 5 200 400 32     9 100 40 6 160 500 30 70 26 10 100 50 7 200 400 24 112,3 23 11 100 60 8 180 350 20 139 19 12 100 70 10 190 300 10 непроницаемый Обр. порошкообр. 13 100 80 15 200 200 5     14 100 85 25 230 150 Обр. затв. частично    

Таблица 2 Результаты испытаний на нефтяных скважинах № №скв Месторождение Состав Количество (кг) Параметры до испытаний Параметры после испытаний Примечание 1 2 3 6 7 8 9 10 1  
3007
 
   
Барсуковское
 
  Смола ФРФ-50р
Раствор формалина
Карбонат аммония
Гидрофобный р-р 1000
50
350
2000 Qж = 64 м³/сут
Обв = 92%
Qн = 1,1 т/сут
КВЧ = 200 мг/л Qж = 58 м³/сут
Обв = 70%
Qн = 14,8 т/сут
КВЧ = 69 мг/л  
 
 
  2  
 
1813
   
 
Комсомольское
  Смола ФРФ-50р
Раствор формалина
Карбонат аммония
Гидрофобный р-р 1000
40
300
1400 Qж = 44 м³/сут
Обв = 99%
Qн = 0,4 т/сут
КВЧ = 360 мг/л Qж = 40,66 м³/сут
Обв = 60%
Qн = 13,8 т/сут
КВЧ = 33,4 мг/л  
 
 
  3  
 
594  
 
Федоровское
  Смола ФРФ-50РМ
Раствор формалина
Карбонат аммония
Гидрофобный р-р 1000
500
70
2000 Qж = 63 м³/сут
Обв = 73%
Qн = 14,5 т/сут
КВЧ = 1000 мг/л Qж = 99 м³/сут
Обв = 60%
Qн = 33,8 т/сут
КВЧ = 53,4 мг/л  
 
 
 

Продолжение Табл.2 4  
354
 
   
Комсомольское
 
  Смола ФРФ-50РМ
Раствор формалина
Карбонат аммония
Гидрофобный р-р 1000
600
80
1800 Qж = 28 м³/сут
Обв = 20%
Qн = 10 т/сут
КВЧ = 200 мг/л Qж = 61,2 м³/сут
Обв = 10%
Qн = 43,8 т/сут
КВЧ = 67 мг/л  
 
 
  5  
 
3114
   
 
Барсуковское
  Смола ФРФ-50РМ
Раствор формалина
Карбонат аммония
Гидрофобный р-р 1000
200
500
2000 Qж = 63 м³/сут
Обв = 73%
Qн = 14,5 т/сут
КВЧ = 1000 мг/л Qж = 94 м³/сут
Обв = 60%
Qн = 32 т/сут
КВЧ = 51 мг/л  
 
 
  6  
 
4281
   
 
Комсомольское
  Смола ФРФ-50РМ
Раствор формалина
Карбонат аммония
Гидрофобный р-р 1000
300
100
1500 Qж = 33 м³/сут
Обв = 14%
Qн = 24 т/сут
КВЧ = 400 мг/л Qж = 45 м³/сут
Обв = 8%
Qн = 35 т/сут
КВЧ = 66,9 мг/л  
 
 
 

Изобретение относится к горному делу, а именно к повышению нефтеотдачи пластов. Состав для повышения нефтеотдачи пласта содержит, мас.%: смола - 36,0-27,06, жидкий отвердитель - 1,74-21,64, карбонат аммония - 0,03-2,7, гидрофобный раствор - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение нефтеотдачи продуктивного пласта, увеличение межремонтного периода скважин, сокращение количества подземного оборудования в скважине. 5 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий смолу, жидкий отвердитель и карбонат аммония, отличающийся тем, что дополнительно используют гидрофобный раствор при следующем соотношение компонентов, мас.%:
смола 36,0-27,06 жидкий отвердитель 1,74-21,64 карбонат аммония 0,03-2,7 гидрофобный раствор остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве смолы используют смолу марок ФРФ.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве смолы используют смолу марок РФ.

4. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкого отвердителя используют раствор уротропина в формалине.

5. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве гидрофобного раствора используют 5-10%-ный раствор кремнийорганических жидкостей марок ЭТС в широких фракциях легких углеводородов.

6. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве гидрофобного раствора используют щелочной раствор торфяной вытяжки.