Состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта
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
