способ обработки карбонатного пласта

Формула изобретения

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 м ³ в зависимости от толщины пласта.

Описание изобретения к патенту

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.

Таблица 1
Технические характеристики смолы «Резойл К-1»
Наименование показателя	Значение
Вязкость условная по вискозиметру ВЗ 246 (сопло 6 мм), с	10-60
Массовая доля сухого остатка, %	67
Массовая доля свободного формальдегида, %	0,9
Время желатинизации при 100 С, с	40-80
Концентрация водородных ионов, pH	7,5-8,7
Смешиваемость с водой при (20±1)°C в соотношении по объему 1:2	Полная

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.

Таблица 2
Температура, °C	Тампонажный состав	pH буферного раствора	Время твердения, мин
карбамидоформ. смола, 100 мас.ч.	отвердитель, мас.ч.
отвердитель-универсальная буферная смесь
20	КФЖ		10	2.0	220
20	КФЖ		20	2,0	220
20	КФЖ		30	2,0	210
30	КФЖ		10	2,0	150
30	КФЖ		20	2,0	140
30	КФЖ		30	2,0	140
40	КФЖ		10	2,0	70
40	КФЖ		20	2,0	70
40	КФЖ		30	2,0	60
20		Резойл	10	3,3	310
20		Резойл	20	3,3	290
20		Резойл	30	3,3	280
30		Резойл	10	3,3	220
30		Резойл	20	3,3	220
30		Резойл	30	3,3	210
40		Резойл	10	3,3	140
40		Резойл	20	3,3	130
40		Резойл	30	3,3	110
отвердитель - уксусно-ацетатный буферный раствор
50		Резойл	10	4,0	270
50		Резойл	20	4,0	270
50		Резойл	30	4,0	260
60		Резойл	10	4,0	170
60		Резойл	20	4,0	160
60		Резойл	30	4,0	160
70	КФЖ		10	4,0	95
70	КФЖ		20	4,0	50
70	КФЖ		30	4,0	40
80	КФЖ		10	4,0	30
80	КФЖ		20	4,0	30
80	КФЖ		30	4,0	25
50		Резойл	10	4,6	320
50		Резойл	20	4,6	320
50		Резойл	30	4,6	300
60		Резойл	10	4,6	240
60		Резойл	20	4,6	220
60		Резойл	30	4,6	220
70		Резойл	10	4,6	170
70		Резойл	20	4,6	170
70		Резойл	30	4,6	160
80		Резойл	10	4,6	100
80		Резойл	20	4,6	100
80		Резойл	30	4,6	90
70	КФЖ		10	5,0	250
70	КФЖ		20	5,0	240
70	КФЖ		30	5,0	240
80	КФЖ		10	5,0	160
80	КФЖ		20	5,0	160
80	КФЖ		30	5,0	140

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 м ³ 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.