Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта

Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕС Г1 БЛИК (я)5 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4479491/24-03 (22) 07,09.88 (46) 30,09.90. Бюл. ¹ 36 (71) Западно-Сибирский научно-исследовательский проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения и Тюменский индустриальный институт им. Ленинского комсомола (72) С.С.Демичев, А.К,Ягафаров, P.3.Магарил, В.К.Федорцов, В.И.Важенин, Г.M:Êëàузнер и Г.А.Калачева (53) 622.245.3 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 968334, кл. Е 21 В 33/138, 1979.

Авторское свидетельство СССР № 439591, кл. Е 21 В 33/138, 1970. (54) СОСТАВ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для крепления прискважин ной 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 алкилрезорциноформальдегидную или фенолорезорциноформальдегидную со среднечисловой мол.м, 250-350, а в качестве отвердителя — параформ и дополни1596073 Al (57) 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,масч.:алкилрезорциноформальдегидная или фенолорезорциноформальдегидная 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 депрессик на пласт, что может привести к увеличению дебита скважины, 1 табл. тельно — карбонат аммония при следующих соотношениях компонентов, мас.ч.;

Алкилрезорциноформальдегидная или фенолорезорциноформальдегидная смола 100

Па раформ 10 — 15

Карбонат аммония 10 — 20

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

1596073

В качестве фенолорезорциноформальдегидной смолы можно использовать смолу марки ФРФ-50р, представляющую собой продукт конденсации фенола с формалином в присутствии сульфита натрия, в среде зти- 5 ленгликоля с последующей конденсацией с реэорцином в присутствии уксусной кислоты, Состав готовят следующим образом. В смолу ФР— 100 или ФРФ-50 р вводят пара- 10 форм и карбонат аммония (в кристаллическом виде) в вышеуказанных соотношениях, все компоненты перемешиваются до равномерного их распределения во всем объеме. Далее состав закачивают в 15 слабосцементированный продуктивный пласт, имеющий температуру не менее

+60 C, или нужную температуру создают, например методом тепловой обработки призабойной зоны, 20

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 25 среде в сочетании с особенностями смол

ФР— 100 и ФРФ вЂ” 50р позволяет получить более прочную призабойную зону.

Разложение карбоната аммония при

+60 С и выше обеспечивает высокую пори- 30 стость образуемого коллектора за счет выделения аммиака и диоксида углерода в процессе отвердения состава.

Для лабораторных исследований брали слабосцементированный нефтенасыщен- 35 ный керн. Эксперименты проводились на установке исследования проницаемости кернов (УИПК вЂ” 1м); Всего исследования проведены на 72 образцах.

В таблице приведены данные по изме- 40 нению проницаемости, прочности и времени затвердевания образцов в зависимости от концентрации параформа и карбоната аммония.

Пример 1. Нефтенасыщенный песок 45 перемешивался с раствором, состоящим, г:

Смола ФР-100 100

Параформ 10

Карбонат аммония 10 50

Состав помещали в кернодержатель и создавали давление 10,0 МПа при +60 С.

Состав затвердел через 13 ч и имел следующие параметры: твердость 170 МПа; К<р по керосину 21, Клр по газу 736 МКМ 10 . 55

Пример 2, Нефтенасыщенный песок перемешивался с раствором, состоящим, r:

Смола ФРФ-50р 100

Параформ 10

Карбонат аммония 10

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 Кл "по керосину 182; Крр по газу 688 МКМ 10-, Иэ примера 1 и 2 видно, что концентрация 10 мас.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 Ф Р-100 100

Параформ 12

Карбонат аммония 15

Состав помещали в кернодержатель и создавали давление 10,0 МПа,при +60 С.

Состав затвердел через 11 ч и имел следующие параметры: твердость 130 МПа; Кпр по керосину 30; Клр по газу 823 МКМ 10

Пример 4. нефтенасыщенный песок перемешивался с раствором, состоящим, г:

Смола ФРФ-50р 100.

Параформ 13

Карбонат аммония 15

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; Кл по керосину 238 ; Кпр по газу 1163 MKM 10

Иэ 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— 100 100

Параформ 15

Карбонат аммония 20

Состав помещали в кернодержатель и создавали давление 10,0 МПа при +60 С, Состав затвердел через 7,5 ч и имел следующие параметры; твердость 98 МПа; Кл по керосину 35; К р по газу 884 МКМ 10

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

Смола ФРФ-50р 100

Параформ 15

Карбонат аммония 20

Состав помещался в кернодаржатель и создавалось давление 10,0 МПа при +60 С.

Состав затвердел через 8 ч и имел следующие параметры: твердость 30 МПа; Клг по керосину 250; К р по газу 1208 MKM 10

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

1596073

10-15

10 — 20 (нн,),со, мас.ч

ПараОбра Смола зец ФР-100

У мас.ч к„ по керо- по гчяу сину 10 NKI!

Прочремя форм, мас.ч атверевания, ч ность

МПа

2 З

1 г з

5

7 в

9 о

11

12 ! з

14

16

17 ! в

19.

21! з

7,5

1,5

21

11

7,5

1,5

2!, !з

7,5

1,5

1

1О з

5 ! о з

1 .5 ! о

13 !

100

О,01

0,01 210 13! оо

480 205

736 !70! оо

io г! го

21.

22

23

24

21

823 130 13

7,5

1,5

21

10 з

2О

5! оо

15 зо

Из лабораторных исследований и иэ примеров, приведенных выше, видно, что концентрация 10-20 Mdc.ч. карбоната аммония и 10 — 15 мас.ч, параформа является оп-тимальной по времени затвердевания, крепости и проницаемости для проведения работ по закреплению слабосцементированного продуктивного пласта.

Наличие в составе алкилрезорциноформальдегидной (ФР-100) и фенолорезорциноформальдегидной (ФРФ вЂ” 50р) смол с мол.м. 250-350 обеспечивает формирование прискважинной зоны с повышенной прочностью. Использование же смол, цмеющих молекулярную массу менее 250 и более

350, приводит к снижению в 2-3 раза прочности пород образуемой прискважинной эоны.

Особенность получения смолы ФРФ50р 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 стабильной работе скважины, к прекращению образования песчаных пробок, к меньшему износу механизмов и оборудования. Более высокая прочность прискважинной эоны позволит увеличить депрессию на пласт, что

5 может привести к значительному увеличению дебита скважин. Все это в конечном итоге выскажется в сокращении себестоимости нефти.

10 Формула изобретения

Состав для крепления слабосцементиpoB3HHol.о продуктивного пласта, включающий смолу и отвердитель, о т л и ч а ю щ и й15 с я тем, что, с целью увеличения проницаемости и прочности пород прискважинной зоны слабоцементированного пласта, он дополнительно содержит карбонат аммония, а в качестве смолы и отвердителя — алкилре20 зорциноформальдегидную или фенолорезорциноформальдегидную со среднечисловой мол,м. 250 — 350 и параформ соответственно при следующих соотношениях компонентов, мас,ч,:

Алкилрезорциноформальдегидная или фенолорезорциноформальдегидная смола

30 Параформ

Карбонат аммония

1596073

Продолжение таблицы

6 7

100

884

20

143

3 4

100

72

44

0,4

100

331

10,3

100

688

182

1О

1ОО

1163 40

238

1О0

1208

250 го

1ОО

66

68

69

Рыхлый

800

25

100

Редактор А. Долинич

Заказ 2897 Тираж 478 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

27

28

29

31

32

33

34

36

37

38

39

41

42

43

44

46

47

48

49

51

52

53

54

56

57

58

59

61

62

1О

15.

5 ..

13

20

10

15

10

15

5

1О

15

5

1О

15

5

1О

15 го

10

14

13

7 5

1,5

21

11

7,5

1,5

20

12

27

2О

12

27

14 12

8 г

2О

1г

27

14

2

20

12

"8 г

Составитель Л. Бестужева

Техред М.Моргентал Корректор Н.Ревская