СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА
COMPOSITION FOR INCREASED OIL WITHDRAWAL FROM FORMATION

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
2. Твердость (МПа/см) - показатель прочности крепления пласта, чем больше его значение, тем выше нефтеотдача пласта.
2
-3
3
3. Кпр по керосину (мкм×10), Qж (м/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 мкм<sup>2</sup>×10<sup>-3</sup>
твердость
33 МПа/см<sup>2</sup>
Этот же состав испытываем на скважине №1813 Комсомольского месторождения в интервале 1709-1716 м (№2 табл.2). Состояние скважины до проведения испытания:
3
Ож = 44 м/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:
3
Обводненность - 60%, Qн = 13,8 т/сут, Qж = 40,66 м/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 мкм<sup>2</sup>×10<sup>-3</sup>
твердость
24 МПа/см<sup>2</sup>
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:
3
Qж = 63 м/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:
3
Обводненность - 60%, Qн = 33,8 т/сут, Ож = 99 м/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 мкм<sup>2</sup>×10<sup>-3</sup>
твердость
32 МПа/см<sup>2</sup>
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:
3
Qж = 64 м/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:
3
Обводненность - 70%, Qж = 58 м/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 мкм<sup>2</sup>×10<sup>-3</sup>
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:
3
Qж = 28 м/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:
3
Обводненность - 10%, Qн = 43,8 т/сут, Qж = 61,2 м/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.
мкм<sup>2</sup>·10<sup>-3</sup>
МПа/см<sup>2</sup>
мкм<sup>2</sup>·10<sup>-3</sup>
МПа/см<sup>2</sup>
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-50рРаствор формалинаКарбонат аммонияГидрофобный р-р
1000503502000
Qж = 64 м<sup>3</sup>/сутОбв = 92%Qн = 1,1 т/сутКВЧ = 200 мг/л
Qж = 58 м<sup>3</sup>/сутОбв = 70%Qн = 14,8 т/сутКВЧ = 69 мг/л
2
1813
Комсомольское
Смола ФРФ-50рРаствор формалинаКарбонат аммонияГидрофобный р-р
1000403001400
Qж = 44 м<sup>3</sup>/сутОбв = 99%Qн = 0,4 т/сутКВЧ = 360 мг/л
Qж = 40,66 м<sup>3</sup>/сутОбв = 60%Qн = 13,8 т/сутКВЧ = 33,4 мг/л
3
594
Федоровское
Смола ФРФ-50РМРаствор формалинаКарбонат аммонияГидрофобный р-р
1000500702000
Qж = 63 м<sup>3</sup>/сутОбв = 73%Qн = 14,5 т/сутКВЧ = 1000 мг/л
Qж = 99 м<sup>3</sup>/сутОбв = 60%Qн = 33,8 т/сутКВЧ = 53,4 мг/л
Продолжение Табл.2
4
354
Комсомольское
Смола ФРФ-50РМРаствор формалинаКарбонат аммонияГидрофобный р-р
1000600801800
Qж = 28 м<sup>3</sup>/сутОбв = 20%Qн = 10 т/сутКВЧ = 200 мг/л
Qж = 61,2 м<sup>3</sup>/сутОбв = 10%Qн = 43,8 т/сутКВЧ = 67 мг/л
5
3114
Барсуковское
Смола ФРФ-50РМРаствор формалинаКарбонат аммонияГидрофобный р-р
10002005002000
Qж = 63 м<sup>3</sup>/сутОбв = 73%Qн = 14,5 т/сутКВЧ = 1000 мг/л
Qж = 94 м<sup>3</sup>/сутОбв = 60%Qн = 32 т/сутКВЧ = 51 мг/л
6
4281
Комсомольское
Смола ФРФ-50РМРаствор формалинаКарбонат аммонияГидрофобный р-р
10003001001500
Qж = 33 м<sup>3</sup>/сутОбв = 14%Qн = 24 т/сутКВЧ = 400 мг/л
Qж = 45 м<sup>3</sup>/сутОбв = 8%Qн = 35 т/сутКВЧ = 66,9 мг/л