состав для повышения нефтеотдачи пласта

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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 (мкм ²×10^-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/см 2

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/см 2

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/см 2

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