РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(19) RU (11) 2467157 (13) C1
(51)  МПК

E21B33/138   (2006.01)
E21B43/27   (2006.01)
C09K8/44   (2006.01)
C09K8/72   (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
Статус: по данным на 07.02.2013 - действует
Пошлина:

(21), (22) Заявка: 2011120943/03, 24.05.2011

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:
24.05.2011

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 24.05.2011

(45) Опубликовано: 20.11.2012

(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: 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. SU 1167303 A, 15.07.1985. RU 2376336 C1, 20.12.2009. SU 1432192 A1, 23.10.1988. RU 2167267 C1, 20.05.2001. RU 2386659 C1, 20.04.2010. SU 1763638 A1, 23.09.1992. RU 2291959 C1, 20.01.2007. US 6189615 B1, 20.02.2001.

Адрес для переписки:
450078, г.Уфа, ул. Революционная, 96/2, ООО "РН-УфаНИПИнефть", пат. пов. М.Б. Сафиной

(72) Автор(ы):
Стрижнев Владимир Алексеевич (RU),
Емалетдинова Людмила Дмитриевна (RU),
Нигматуллин Тимур Эдуардович (RU)

(73) Патентообладатель(и):
ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" (RU)

(54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО ПЛАСТА

(57) Реферат:

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.

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
20КФЖ 10 2.0220
20 КФЖ 20 2,0220
20 КФЖ 30 2,0210
30 КФЖ 10 2,0150
30 КФЖ 20 2,0140
30 КФЖ 30 2,0140
40 КФЖ 10 2,070
40 КФЖ 20 2,070
40 КФЖ 30 2,060
20 Резойл10 3,3310
20 Резойл20 3,3290
20 Резойл30 3,3280
30 Резойл10 3,3220
30 Резойл20 3,3220
30 Резойл30 3,3210
40 Резойл10 3,3140
40 Резойл20 3,3130
40 Резойл30 3,3110
отвердитель - уксусно-ацетатный буферный раствор
50 Резойл 10 4,0270
50 Резойл 20 4,0270
50 Резойл 30 4,0260
60 Резойл 10 4,0170
60 Резойл 20 4,0160
60 Резойл 30 4,0160
70 КФЖ 10 4,095
70 КФЖ 20 4,050
70 КФЖ 30 4,040
80 КФЖ 10 4,030
80 КФЖ 20 4,030
80 КФЖ 30 4,025
50 Резойл 10 4,6320
50 Резойл 20 4,6320
50 Резойл 30 4,6300
60 Резойл 10 4,6240
60 Резойл 20 4,6220
60 Резойл 30 4,6220
70 Резойл 10 4,6170
70 Резойл 20 4,6170
70 Резойл 30 4,6160
80 Резойл 10 4,6100
80 Резойл 20 4,6100
80 Резойл 30 4,690
70 КФЖ 10 5,0250
70 КФЖ 20 5,0240
70 КФЖ 30 5,0240
80 КФЖ 10 5,0160
80 КФЖ 20 5,0160
80 КФЖ 30 5,0140

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.


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.