Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции обводненных интервалов и кислотной обработке нефтенасыщенных интервалов карбонатных пластов.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции обводненных интервалов пласта тампонажным составом на основе карбамидоформальдегидной смолы марки «Резойл К-1» и отвердителей - кислотных буферных растворов, значения pH которых выбираются в зависимости от температуры объекта изоляции и времени, необходимого для проведения РИР [Вахитов Т.М., Камалетдинова P.M., Емалетдинова Л.Д. Совершенствование технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием синтетических смол // Журнал «Нефтяное хозяйство» - 2010. - №2. - С.84-86]. Методики приготовления кислотных буферных растворов известны [Лурье Ю.Ю. Справочник по аналитической химии, 5-е изд., перераб. - М.: Химия, 1979. - 480 с.].
Недостатком указанного способа является невысокая эффективность, обусловленная снижением дебитов по нефти при существенном ограничении воды в добываемой продукции. Исследованиями установлено, что при разработке обводненных продуктивных пластов, неоднородных по проницаемости, в первую очередь вырабатываются и обводняются высокопроницаемые интервалы пласта. Низкопроницаемая часть пласта в работе не участвует, поэтому она не вырабатывается, хотя является нефтенасыщенной.
При проведении РИР с использованием синтетических смол, не являющихся селективным изоляционным материалом, при продавливании их в пласт общим фильтром по технологии РИР смола, после отверждения, почти полностью закупоривает пласт. После пуска скважины в работу отмечается резкое снижение притока жидкости при частичной или полной потере нефти в добываемой продукции.
Поэтому с целью вовлечения в эксплуатацию низкопроницаемой (нефтенасыщенной) части пласта требуется дополнительно привлечение других видов капитального ремонта скважин: кислотной обработки пласта или повторной его перфорации. Кислотная обработка в данном случае малоэффективна, так как отвержденная смола не растворяется в кислоте.
Таким образом, существует проблема обработки высокообводненных интервалов продуктивного пласта с сохранением или получением дополнительного количества нефти за одну скважино-операцию.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки карбонатного пласта за счет сохранения или улучшения проницаемости нефтенасыщенных интервалов и, соответственно, увеличения дебитов по нефти после проведения изоляционных работ.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе обработки карбонатного пласта, включающем закачку тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя, после закачки в пласт тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя дополнительно закачивают и продавливают в пласт указанный кислотный буферный раствор в качестве кислоты замедленного действия, проникающей в нефтенасыщенные интервалы; причем в качестве отвердителя используют кислотный буферный раствор с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы.
Указанный кислотный буферный раствор закачивают и продавливают в пласт в количестве 0,5-1,5 м3, в зависимости от толщины пласта.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.
1. Закачка тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя; причем используют кислотный буферный раствор предпочтительно с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы.
2. Закачка и продавка в пласт указанного кислотного буферного раствора, предпочтительно в количестве 0,5-1,5 м3, в зависимости от толщины пласта.
Таким образом, кислотный буферный раствор в заявляемом способе выполняет две функции. Во-первых, будучи в качестве отвердителя в составе тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы, он отверждает смолу за время, регулируемое его кислотностью (величиной pH) и температурой изолируемого пласта (аналогично способу-прототипу). (При этом смола в составе тампонажного состава, закачиваемая перед кислотным буферным раствором, первоначально фильтруется в высокопроницаемый обводненный пропласток).
Во-вторых, будучи фактически «кислотой замедленного действия» за счет кислотности pH 2-5, кислотный буферный раствор реагирует с карбонатными породами как кислота замедленного действия, глубоко проникая в нефтенасыщенные интервалы пласта. Поскольку смола, закачиваемая перед кислотным буферным раствором, первоначально фильтруется в высокопроницаемый обводненный пропласток, в результате взаимодействия дополнительно закачиваемого кислотного буферного раствора с карбонатами породы увеличивается проницаемость именно нефтенасыщенных интервалов продуктивного пласта, что способствует вовлечению их в эксплуатацию и повышению нефтеотдачи пласта.
Использование одного и того же кислотного буферного раствора в качестве отвердителя смолы в составе тампонажного состава и в качестве кислоты замедленного действия делает предлагаемую технологию простой для применения в промысловых условиях благодаря простоте приготовления необходимых реагентов; кроме того, закачка кислотного буферного раствора после тампонажного состава предотвращает преждевременное отверждение смолы в стволе скважины, которое часто наблюдается при использовании более кислого раствора, чем кислотный буферный раствор. Так, применение соляной кислоты, традиционной для кислотных обработок, исключено в данном случае по причине ее высокой кислотности, катализирующей мгновенное отверждение смолы уже при умеренных температурах.
В качестве основы тампонажного состава в предлагаемом способе используется, например, карбамидоформальдегидная смола марки «Резойл К-1» (ТУ 2221-637-55778270-2004), представляющая собой продукт конденсации карбамида и формальдегида (карбамидоформальдегидный олигомер) с модифицирующими добавками, предназначенная для ремонта скважин в нефтедобывающей промышленности, технические характеристики которой приведены в таблице 1. Также в качестве основы тампонажного состава может использоваться карбамидоформальдегидная смола марки КФЖ (ГОСТ 14231-88) и другие марки карбамидоформальдегидных смол.
В зависимости от температуры объекта изоляции в качестве отвердителей используют кислотные буферные растворы с величиной pH в интервале 2,0-5,0; например уксусно-ацетатные буферные растворы (смесь в определенном соотношении 1 н. раствора уксусной кислоты и 1 н. раствора едкого натра) или универсальную буферную смесь, состоящую из фосфорной, уксусной и борной кислот (по 0,4 М каждой) и определенного количества 0,2 н. раствора едкого натра [Лурье Ю.Ю. Справочник по аналитической химии, 5-е изд., перераб. - М.: Химия, 1979. - 480 с.].
Кислотные буферные растворы хорошо смешиваются со смолой и образуют легко фильтрующийся тампонажный состав с регулируемым временем твердения в условиях пласта.
Одним из основных показателей, характеризующих пригодность тампонажного состава на основе смол к проведению изоляционных работ, является время его твердения, которое зависит от температуры и, особенно, от кислотности (pH) состава. Так как в качестве отвердителя карбамидоформальдегидных смол используются кислотные буферные растворы, величины pH которых не изменяются при разбавлении, обеспечивается постоянство кислотности тампонажного состава во всем объеме и на всех стадиях РИР (приготовление кислотного буферного раствора, доставка до объекта изоляции, приготовление тампонажного состава, закачка в интервал нарушения или пласт и процесс твердения). Поэтому, располагая данными о температуре объекта изоляции, определяют время, необходимое для проведения РИР и выбирают кислотный буферный раствор, обеспечивающий безаварийное и эффективное проведение работ.
Время твердения тампонажных составов определялось интервалом времени от момента смешения смолы «Резойл К-1» или КФЖ и кислотного буферного раствора до момента потери текучести составов при различных температурах. Данные по твердению тампонажных составов приводятся в таблице 2.
Проведенные исследования показали (табл.2), что необходимое для проведения РИР время отверждения карбамидоформальдегидных смол при разных температурах обеспечивается использованием кислотных буферных растворов с pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы. Указанные концентрационные соотношения смолы и кислотного буферного раствора обеспечивают оптимальную вязкость тампонажного состава, оптимальное время его твердения и оптимальное качество отвержденной смолы. При концентрациях отвердителя менее 10 мас.ч. существенно увеличивается время твердения карбамидоформальдегидной смолы, а более 30 мас.ч. - снижаются прочностные характеристики смоляного камня.
В промысловых условиях перед проведением изоляционных работ определяется температура объекта изоляции и в зависимости от времени, необходимого для проведения РИР, выбирается соответствующий кислотный буферный раствор по величине pH.
Далее, в зависимости от толщины пласта, рассчитывается объем смолы и отвердителя для получения тампонажного состава. В цементировочный агрегат выливаются смола и кислотный буферный раствор, после перемешивания в скважину закачивается тампонажный состав.
Следом в скважину закачивается этот же кислотный буферный раствор в количестве 0,5-1,5 м3.
Затем при закрытом затрубном пространстве осуществляется полная продавка в пласт предварительно рассчитанным объемом технической воды. Скважина оставляется под давлением на время реагирования продолжительностью 24 ч.
Пример 1 (по прототипу)
Добывающая скважина эксплуатирует карбонатный продуктивный пласт с обводненностью добываемой продукции 96,5%, дебитом по нефти 1,2 т/сут.
Интервал перфорации 1248,2-1252,1 м (толщина пласта составляет 3,9 м), пластовая температура плюс 60°C.
Известный способ (прототип) осуществляется следующим образом. Для проведения РИР требуется 4 м3 смолы «Резойл К-1», в качестве отвердителя для указанной температуры выбирают универсальную кислотную буферную смесь с величиной pH 4,0 ед., гарантирующую твердение смолы в течение более 2-х часов (160 мин).
Скошенный конец насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают на 10 м выше верхних перфорационных отверстий.
В цементировочном агрегате смешивают 4 м3 смолы «Резойл К-1» и 1,2 м3 универсальной кислотной буферной смеси pH 4,0 ед. (в 1,2 м3 пресной воды растворили последовательно 25,6 кг фосфорной кислоты; 19,8 кг борной кислоты; 19,2 кг ледяной уксусной кислоты и 3,2 кг едкого натра).
Затем, при открытом затрубном пространстве, закачивают 5,2 м3 полученного тампонажного состава в НКТ и, при закрытом затрубном пространстве, осуществляют продавку в пласт.
Скважину оставляют на 24 ч. для отверждения и набора прочности смоляного камня.
Обводненность скважины снизилась до 28%, а дебит по нефти снизился до 0,2 т/сут.
Пример 2
Добывающая скважина эксплуатирует карбонатный продуктивный пласт с обводненностью добываемой продукции 97,3%, дебитом по нефти 0,8 т/сут.
Интервал перфорации 1528,2-1532,4 м (толщина пласта составляет 4,4 м), пластовая температура плюс 50°C. Приток жидкости отмечается в подошве пласта (1530,1-1532,4 м).
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Для проведения РИР требуется 4 м3 смолы «Резойл К-1», в качестве отвердителя для указанной температуры выбирают уксусно-ацетатный буферный раствор с величиной pH 4,0 ед., обеспечивающий более чем трехчасовое твердение смолы.
НКТ спускают на 10 м выше верхних перфорационных отверстий.
В цементировочном агрегате смешивают 4 м смолы «Резойл К-1» и 0,4 м3 уксусно-ацетатного буферного раствора pH 4,0 ед. (в 0,4 м3 пресной воды растворили 13,6 кг ледяной уксусной кислоты и 1,6 кг едкого натра).
Затем при открытом затрубном пространстве последовательно закачивают 4,4 м3 полученного тампонажного состава и 1,5 м3 такого же уксусно-ацетатного буферного раствора pH 4,0 ед. При закрытом затрубном пространстве осуществляют продавку в пласт.
Скважину оставляют на 24 ч для реагирования.
Обводненность скважины снизилась до 53%, а дебит по нефти увеличился до 2,4 т/сут.
Пример 3
Добывающая скважина эксплуатирует карбонатный продуктивный пласт с обводненностью добываемой продукции 94,4%, дебитом по нефти 1,6 т/сут.
Интервал перфорации 1321,2-1323,3 (эффективная толщина пласта составляет 2,1 м), пластовая температура плюс 30°C.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. Для проведения РИР требуется 2 м3 смолы КФЖ. В качестве отвердителя для указанной температуры выбирают универсальную кислотную буферную смесь с величиной pH 2,0 ед., обеспечивающую двухчасовое твердение смолы.
НКТ спускают на 10 м выше верхних перфорационных отверстий.
В цементировочном агрегате смешивают 2 м3 смолы КФЖ и 0,4 м3 универсальной буферной смеси pH 2,0 ед. (в 0,4 м3 пресной воды растворили при перемешивании 11,8 кг фосфорной кислоты; 9,2 кг борной кислоты; 9 кг ледяной уксусной кислоты и 0,22 кг едкого натра).
Затем при открытом затрубном пространстве последовательно закачивают 2,4 м3 полученного тампонажного состава и следом 0,5 м той же универсальной буферной смеси с величиной pH 2,0 ед. При закрытом затрубном пространстве осуществляют продавку в пласт.
Скважину оставляют на 24 ч для отверждения смолы и реакции с карбонатами породы.
В результате РИР обводненность скважинной продукции снизилась до 36%, а дебит по нефти увеличился до 3,4 т/сут.
Таким образом, предлагаемый способ РИР позволяет снизить обводненность добываемой продукции на 37%-54% и увеличить дебит по нефти в 2-3 раза.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ | 2010 |
|
RU2426866C1 |
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ | 2008 |
|
RU2386659C1 |
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ И КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 2010 |
|
RU2446270C1 |
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ | 2000 |
|
RU2167267C1 |
ГИДРОФОБНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ (ВАРИАНТЫ) | 2008 |
|
RU2376336C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ | 2014 |
|
RU2564323C1 |
Способ повышения продуктивности скважин | 2021 |
|
RU2768864C1 |
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ | 2002 |
|
RU2212520C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ) | 2014 |
|
RU2558069C1 |
СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА | 2011 |
|
RU2482269C2 |
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа обработки карбонатного пласта за счет сохранения или улучшения проницаемости нефтенасыщенных интервалов и, соответственно, увеличения дебитов по нефти после проведения изоляционных работ. В способе обработки карбонатного пласта после закачки в пласт тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя дополнительно закачивают и продавливают в пласт указанный кислотный буферный раствор в качестве кислоты замедленного действия, проникающей в нефтенасыщенные интервалы. В качестве отвердителя используют кислотный буферный раствор с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.
1. Способ обработки карбонатного пласта, включающий закачку тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя, отличающийся тем, что после закачки в пласт тампонажного состава на основе карбамидоформальдегидной смолы с кислотным буферным раствором в качестве отвердителя дополнительно закачивают и продавливают в пласт указанный кислотный буферный раствор в качестве кислоты замедленного действия, проникающей в нефтенасыщенные интервалы, причем в качестве отвердителя используют кислотный буферный раствор с показателем кислотности pH 2,0-5,0 в количестве 10-30 мас.ч. на 100 мас.ч. карбамидоформальдегидной смолы.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный кислотный буферный раствор закачивают и продавливают в пласт в количестве 0,5-1,5 м3 в зависимости от толщины пласта.
ВАХИТОВ Т.М | |||
и др | |||
Совершенствование технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с использованием синтетических смол | |||
Нефтяное хозяйство, 2010, февраль, №2, с.84-86 | |||
Тампонажный раствор | 1983 |
|
SU1167303A1 |
ГИДРОФОБНЫЙ ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ (ВАРИАНТЫ) | 2008 |
|
RU2376336C1 |
Полимерный тампонажный состав | 1986 |
|
SU1432192A1 |
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ | 2000 |
|
RU2167267C1 |
ПОЛИМЕРНЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ | 2008 |
|
RU2386659C1 |
Полимерный тампонажный состав | 1990 |
|
SU1763638A1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2005 |
|
RU2291959C1 |
US 6189615 B1, 20.02.2001. |
Авторы
Даты
2012-11-20—Публикация
2011-05-24—Подача