Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта Советский патент 1990 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для крепления прискважинной зоны продуктивного пласта.

Цель изобретения - увеличение проницаемости и прочности пород прискважинной зоны слабосцементированного пласта.

Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта содержит смолу и отвердитель, причем в качестве смолы используют алкилрезорциноформальдегид- ную или фенолорезорциноформальдегидную со среднечисловой мол.м. 250-350, а в качестве отвердителя - параформ и дополнительно - карбонат аммония при следующих соотношениях компонентов, мае.ч.: Алкилрезорциноформаль- дегидная или фенолорезор- циноформальдегидная смола100

Параформ10 - 15

Карбонат аммония10-20

В качества алкилрезорциноформальде- гидной смолы можно использовать смолу марки ФР-100, полученную путем конденсации алкилрезорциновой фракции, выкипающей при +275 - 290°С, с формальдегидом.

СА)

В качестве фенолорезорциноформаль- дегидной смолы можно использовать смолу марки ФРФ-50р, представляющую собой продукт конденсации фенола с формалином в присутствии сульфита натрия, в среде эти- ленгликоля с последующей конденсацией с резорцином в присутствии уксусной кислоты.

Состав готовят следующим образом. В смолу ФР-100 или ФРФ-50 р вводят пара- форм и карбонат аммония (в кристаллическом виде) в вышеуказанных соотношениях, все компоненты перемешиваются до равномерного их распределения во всем объеме. Далее состав закачивают в слабосцементированный продуктивный пласт, имеющий температуру не менее +60 С, или нужную температуру создают, например методом тепловой обработки призабойной зоны.

Введение в состав параформа обеспечивает отверждение смолы в щелочной среде, характерной для пластовых вод и буровых растворов, без введения кислотного реагента. Отвердение смолы в щелочной среде в сочетании с особенностями смол ФР-100 и ФРФ-50р позволяет получить более прочную призабойную зону.

Разложение карбоната аммония при +60°С и выше обеспечивает высокую пори- стость образуемого коллектора за счет выделения аммиака и диоксида углерода в процессе отвердения состава.

Для лабораторных исследований брали слабосцементированный нефтенасыщен- ный керн. Эксперименты проводились на установке исследования проницаемости кернов (У1/1ПК-1м); Всего исследования проведены на 72 образцах.

В таблице приведены данные по изме- нению проницаемости, прочности и времени затвердевания образцов в зависимости от концентрации параформа и карбон ата аммония.

Пример 1. Нефтенасыщенный песок перемешивался с раствором, состоящим, г:

Смола ФР-100100

Параформ10

Карбонат аммония Ю

Состав помещали в кериодержатель и создавали давление 10,0 МПа при +60°С. Состав затвердел через 13 ч и имел следующие параметры: твердость 170 МПа; Кпр по керосину 21, Кпр по газу 736 .

П р и м е р 2, Нефтенасыщенный песок перемешивался с раствором, состоящим, г: Смола ФРФ-50р100

Параформ10

Карбонат аммония10

Состав помещали в кернодержатель и создавали давление 10,0 МПа при +60°С. Состав затвердел через 14 ч и имел следующие параметры: твердость 40 МПа,- керосину 182: Кпр по газу 688 .

Из примера 1 и 2 видно, что концентрация 10 мае.ч. параформа и карбоната аммония удовлетворяет по коэффициентам проницаемости и по времени затвердевания, и по прочности образцов.

Пример 3. Нефтенасыщенный песок перемешивался с раствором, состоящим, г: Смола ФР-100100

Параформ12

Карбонат аммония15

Состав помещали в кернодержатель и создавали давление 10,0 МПа,при -i-60°C.

Состав затвердел через 11 ч и имел следующие параметры: твердость 130 МПа; Кпр по керосину 30: Кпр по газу 823 ,

Пример 4. Нефтенасыщенный песок перемешивался с раствором, состоящим, г: Смола ФРФ-50р 100.

Параформ, 13

Карбонат аммония15

Состав помещали в кернодержатель и создавали давление 10,0 МПа, при +60°С. Состав затвердел через 12 ч и имел следующие параметры: твердость 40 МПа; Кпп по керосину 238: Кпр по газу 1163 .

Из примеров 3 и 4 видно, что предложенные концентрации параформа и карбоната аммония являются оптимальными по твердости, времени затвердевания и коэффициентам проницаемости.

Пример 5. Нефтенасыщенный песок перемешивался с раствором, состоящим, г: Смола ФР-100100

Параформ.15

Карбонат аммония20

Состав помещали в кернодержатель и создавали давление 10,0 МПа при -i-60°C. Состав затвердел через 7,5 ч и имел следующие параметры: твердость 98 МПа; Кпр по

2in-3

керосину 35: Кпр по газу 884 ,

Пример 6. Нефтенасыщенный песок перемешивался с раствором, состоящим, г:

Смола ФРФ-50р100

Параформ15

Карбонат аммония20

Состав помещался в кернодаржатель и создавалось давление 10,0 МПа при . Состав затвердел через 8 ч и имел следую- а(ие параметры: твердость 30 МПа; Кпр по керосину 250: Кпр по газу 1208 .

Концентрации параформа и карбоната аммония, приведенные в примерах 5 и 6, тоже удовлетворяют условиям, поставленным для предлагаемого раствора.

Из лабораторных исследований и из примеров, приведенных выше, видно, что концентрация 10-20 мае.ч. карбоната аммония и 10-15 мае.ч. параформа является оптимальной по времени затвердевания, крепости и проницаемости для проведения работ по закреплению слабосцементированного продуктивного пласта.

Наличие в составе алкилрезорцинофор- мальдегидной (ФР-100) и фенолорезорци- ноформальдегидной (ФРФ-50р) смол с мол.м. 250-350 обеспечивает формирование прискважинной зоны с повышенной прочностью. Использование же смол, имеющих молекулярную массу менее 250 и более 350, приводит к снижению в 2-3 раза прочности пород образуемой прискважинной зоны.

Особенность получения смолы ФРФ- 50р дает преимущество при ее использовании в слабосцементированных коллекторах на месторождениях с высоковязкой нефтью, так как проницаемость образцов по керосину и газу со смолой ФРФ-50р несколько выше, а твердость несколько ниже, чем при применении состава со смолой ФР- 100.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что состав по изобретению дает значительно большую проницаемость при более высокой прочности, что приводит к ста- бильной работе скважины, к прекращению

образования песчаных пробок, к меньшему износу механизмов и оборудования. Более высокая прочность прискважинной зоны позволит увеличить депрессию на пласт, что может привести к значительному увеличению дебита скважин. Все это в конечном итоге выскажется в сокращении себестоимости нефти.

Формула изобретения

Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта, включающий смолу и отвердитель, отличающий- с я тем, что, с целью увеличения проницаемости и прочности пород прискважинно-й зоны слабоцементированного пласта, он дополнительно содержит карбонат аммония, а в качестве смолы и отвердителя - алкилре- зорциноформальдегидную или фенолорезорци ноформальдегидную со среднечисловой мол.м. 250-350 и параформ соответственно при следующих соотношениях компонентов, мас.ч.:

Алкилрезорциноформальдегидная или фенолорезорциноформальдег1едная

смола100

Параформ10-15

Карбонат аммония ,10-20

Изобретение относится к составам для крепления прискважинной зоны продуктивного пласта. Цель - увеличение проницаемости и прочности пород прискважинной зоны продуктивного пласта. Состав содержит следующие компоненты при их соотношении, мас.ч.: алкилрезорциноформальдегидная или фенолрезорциноформальдегидная смола 100, параформ 10-15, карбонат аммония 10-20. При приготовлении состава все входящие в него компоненты смешивают до равномерного их распределения во всем объеме. Использование состава позволяет повысить проницаемость и прочность пород, что приводит к стабильной работе скважины, к прекращению образования песчаных пробок, к меньшему износу механизмов и оборудования. Более высокая прочность прискважинной зоны позволит увеличить депрессию на пласт, что может привести к увеличению дебита скважины. 1 табл.

100

100

100

100

1 5

10

13

15

20

1

5

10 13 15 20 1

.5 10 13 15 20 1

5

10

13

15

20

1

5

10

15

,01

3

0,01 210

480 205

1

736 170

0

823 130

28

21

13

11 7,5 1,5

28

21

13

11 7.5 1,5

2

21

13

11

21 Ч 13 11 7.5 1.5 28 21