Способ обработки подземной формации

006971 Область техники Настоящее изобретение относится к способу обработки подземной формации. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу обработки подземной формаций в нефтяных и газовых резервуарах, используя укрепляющий раствор эпоксидной смолы и отверждающий агент. Предшествующий уровень техники Известен способ, например, из документа ЕР 0864032 В 1, в котором фактически раскрыт способ обработки подземной формации, включающий в себя последовательные стадии:(c) контактирование формации с растворителем в виде простого эфира гликоля;(d) контактирование формации с укрепляющим раствором, содержащим мономерный диглицидиловый эфир бис-фенола А, такой как EPIKOTE 828, в количестве от 30 до 60 мас.% и метилендианилин, в качестве отверждающего агента в количестве от 5 до 20 мас.% в растворителе и(e) контактирование формации с загущенной углеводородной текучей средой (так называемое избыточное промывание), для того чтобы вытеснить большую часть фазы смолы и восстановить проницаемость обработанной подземной формации. В качестве подходящих простых эфиров гликолей для растворителя служат примером метоксипропанол, бутоксиэтанол, гексоксиэтанол и изомеры этих простых эфиров гликолей, которые могут быть необязательно смешаны с небольшим количеством (например, меньше чем 10 мас.%) полиэтиленгликоля, имеющего среднюю молекулярную массу приблизительно 400, для регулирования вязкости. С другой стороны, действительно из публикации B.R. Treadway, H. Brandt и Р. Harold Packer, в журнале Journal of Petroleum Technology, December 1966, стр. 1537-1543, известен трехстадийный способ закрепления песка. Указанный способ состоит из стадий:(2) последующее вытеснение смолы дизельным топливом, для того чтобы установить проницаемость формации, и(3) активация смолы для укрепления формации путем инжектирования активатора промывки, для того чтобы отвердить эпоксидную смолу. Применяемая система эпоксидной смолы состоит из чистой эпоксидной смолы или системы ангидрида кислоты эпоксидной смолы. Кроме того, из публикации W.L. Penberthy, C.M. Shaugnessy, С. Qruesbeck и W.M. Salathiel на конференции 52nd Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers ofAIME, Denver, Colorado, Oct 9-12,1977 (фирма Еххоn Production Research Co.) известно, что для эффективного укрепления песка, эпоксидная смола должна смачивать поверхность частиц песка и что в тех случаях, когда смола не обладает смачивающей способностью, существенной является предварительная промывка, при которой предпочтительно удаляется вода в присутствии масла, и особенно когда была проведена предварительная обработка глинокислотой. В исследовании с использованием радиальной полевой масштабной модели было продемонстрировано, что эффективность предварительной промывки зависит от объема предварительной промывки, вязкости и проницаемости песка. Вследствие повышенных экономических требований к эксплуатации нефтяных пластов в настоящее время, в ослабленных формациях с высокой температурой и высоким давлением необходимо дальнейшее усовершенствование упомянутой подземной обработки. Термин ослабленные формации будет означать формации с механической прочностью, недостаточной для обеспечения для добычи нефти, не содержащей песка. Можно признать, что очевидным недостатком способов подземной обработки уровня техники является то, что фактически отверждение поданной эпоксидной смолы и отверждающего агента не происходит в необходимых местах из-за высоких температур в подземной формации, подлежащей обработке,и/или недостаточной растворимости или диспергируемости применяемых отверждающих агентов в растворяющей системе простого эфира гликоля, или из-за несоответствующей вязкости укрепляющего раствора, которая приводит к тому, что не может быть достигнуто необходимое стехиометрическое соотношение между молекулами эпоксидной смол и молекулами отверждающего агента на месте или конкретной области, подлежащей обработке. Можно признать, что чаще, чем обычно искусственно укрепленная формация должна обладать такой прочностью, чтобы выдерживать напряжения, вызванные напластованием соседних горных пород, и напряжения, вызванные потоком текучих сред в скважине. Эта укрепляющая прочность должна поддерживаться в производственных условиях, более того, укрепленная формация должна обладать достаточной проницаемостью, чтобы обеспечить беспрепятственный поток текучих сред в скважину и должна обладать достаточной устойчивостью в условиях стимулирования скважины разбавленными растворами кислот, таких как хлористо-водородная кислота, фтористо-водородная кислота и уксусная кислота. Следовательно, целью настоящего изобретения является разработка усовершенствованного способа обработки углеводородных пластов, для того чтобы исключить унос песчаных минералов и в результате снизить износ производственного оборудования.-1 006971 В результате обширных теоретических и экспериментальных исследований такой усовершенствованный способ обработки неожиданно был обнаружен. Соответственно, изобретение относится к способу обработки подземной формации нефтяного пласта в ослабленных формациях с высокой температурой и высоким давлением, который включает в себя последовательные стадииa) контактирование формации с водной средой,b) контактирование подземной формации с углеводородной текучей средой,c) контактирование подземной формации с растворителем в виде простого эфира гликоля,d) контактирование подземной формации с первым компонентом укрепляющего раствора, в основном содержащем полиэпоксидную смолу, произведенную из бис-фенолов, или полифенольных смол (новолачные смолы), в растворителе, в основном содержащем простой эфир гликоля, при концентрации эпоксидной смолы от 25 до 75 мас.%, и имеющем вязкость в интервале от 10 до 100 мПас,e) контактирование подземной формации со вторым компонентом существенно гомогенного укрепляющего раствора, в основном содержащего отверждающий агент в растворителе, в основном содержащем углеводородную текучую среду. Указанный отверждающий агент присутствует в концентрации в интервале от 0,5 до 20 мас.%, причем этот раствор имеет такую вязкость, что отношение между вязкостью раствора на стадии (d) и вязкостью раствора на стадии (е) находится в интервале от 1,0 до 5. Термин в основном содержащий, который используется везде в настоящем изобретении, означает, что указанный компонент (например, эпоксидная смола или растворитель) является единственным компонентом или может смешиваться с небольшим количеством других компонентов, например в количестве 10 мас.% или меньше, и предпочтительно в количестве 5 мас.% или меньше. Например, предпочтительно применяемой полиэпоксидной мас.% (или менее) диглицидилового простого эфира дифенилолпропана (бис-фенол А) или дифенилолметана (бис-фенол F). Применяемая полиэпоксидная смола может быть произведена из фенола, крезолов, ксиленолов,карвакола, куменола и фенолов, замещенных галогеном или низшим алкилом, имеющим от 1 до 4 атомов углерода. Более предпочтительно, используется полиэпоксидная фенольная или крезольная новолачная смола того типа, который доступен в промышленности как EPIKOTE 154 (поставляется фирмой Resolution Performance Products). Используемой на стадии (а) водной средой может быть обработанная вода природного происхождения, т.е. отфильтрованная или обессоленная вода, такая как предварительно обработанная морская вода или речная вода, или водный раствор КСl или NaCl, содержащий до 6 мас.% КСl или NaCl, Na2SO4,K2SO4, NaNO3, KNO3 и подобные соли и предпочтительно до 3 мас.% и более предпочтительно тем же самым раствором соли, который изначально содержится в разрабатываемой формации. Углеводородная текучая среда, применяемая на стадии (b), в принципе может быть выбрана из большого множества углеводородов, но предпочтительно она будет выбираться из алифатических углеводородов и более предпочтительно из газойлей. Растворитель - простой эфир гликоля, который будет использоваться на стадиях (с) и (d), может быть выбран из простых эфиров С 2-С 6 двухатомных алканолов, содержащих по меньшей мере одну алкильную группу от С 1 до С 4. Предпочтительно простые моноэфиры двухатомных алканолов, более предпочтительно простые эфиры гликолей выбирают из группы, состоящей из метоксипропанола, бутоксиэтанола, гексоксиэтанола и изомеров этих простых эфиров гликолей,или их смеси. Для регулирования вязкости указанного растворителя он может дополнительно содержать небольшое количество, например, меньше чем 10 мас.% полиэтиленгликоля или поливинилпирролидона,имеющего среднюю молекулярную массу приблизительно 400. Отверждающий агент, который может быть использован в растворе на стадии (е), может быть выбран из большой группы обычно используемых отверждающих агентов для эпоксидных смол, с теми ограничениями, что такой отверждающий агент должен полностью смешиваться с применяемой углеводородной текучей средой, в достаточной степени, для того чтобы была достигнута необходимая концентрация, что отверждающий агент не образует низкомолекулярных побочных продуктов в ходе отверждения и что окончательно отвержденная на месте эпоксидная смола обладает достаточной механической прочностью, например между отдельными минеральными группами почти исключительно в областях контакта, и должна создавать минимальное препятствие потоку текучей среды при условиях отверждения на местах, подлежащих обработке, например, при высокой температуре (от 80 до 200 С) и высоком давлении (от 10 до 100 атм). Предпочтительно могут быть использованы отверждающие агенты аминного типа, выбранные из группы, состоящей из алифатических ди- или полиаминов или алкилариламинов, более предпочтительно применяются диэтилентолуолдиамин, диэтиленксилолдиамин, диэтилендианилин, из которых наиболее предпочтительным является диэтилентолуолдиамин (DETDA). Растворитель, который может использоваться на стадии (е), представляет собой смесь углеводородов, например, SHELLSOL D70, SHELLSOLTD, SHELLSOL D40, SHELLSOL LF (SHELLSOL является торговой маркой фирмы Shell), EXXSOL D70,EXXSOL 155/170, EXXSOL D220/230 (EXXSOL является торговой маркой фирмы Exxon Mobil),HYDRSOL 75/95 N, HYDROSOL 100/130 N (HYDROSOL является торговой маркой фирмы Total Fina).-2 006971 Для обеспечения того, чтобы значение вязкости смеси на стадии (е) было больше, чем у смеси, используемой на стадии (d), можно использовать загуститель, например, смазочное масло, такое как VALVATA 460, SHELLVIS 50 (VALVATA и SHELLVIS являются торговой маркой фирмы Shell), масло для червячного привода (фирмы Amoco Oil Co), CYLESSTIC ТК-460 (CYLESSTIC является торговой маркой фирмы Exxon Mobil), SENAT Е 460 (SENAT является торговой маркой фирмы Gulf Oil Co). Можно признать, что предпочтительно необходимо применять катализатор для эффективного отверждения эпоксидной смолы отверждающим агентом на месте, подлежащем обработке. Подходящие катализаторы отверждения могут быть выбраны из салициловой кислоты и фосфина, фосфонийамина и аммонийных катализаторов, которые обычно известны из уровня техники. Указанный катализатор может быть добавлен в количестве до 1 мас.%, относительно суммарного веса подаваемого раствора, или на стадии (d), например в предварительной смеси с компонентом эпоксидной смолы, или может быть добавлен по стадиям, например, в предварительной смеси с отверждающим агентом в растворителе, причем последний вариант воплощения является предпочтительным. Можно признать, что такой способ укрепления песка может соответствовать всем желательным в настоящее время характеристикам укрепленного песка, которые были оговорены здесь ранее. Это изобретение дополнительно иллюстрируется следующими примерами, однако, без ограничения объема изобретения этими вариантами воплощения. Примеры Для иллюстрации влияния способа настоящего изобретения на прочность при неограниченном сжатии было изготовлено несколько образцов, которые были подвергнуты обработке. Для каждого испытания изготовлены три образца "Кварцевого песка Mettet" (диаметр 96% частиц находится в интервале от 63 до 180 мкм и D50 =130 мкм) в стеклянной трубке, каждый образец имеет диаметр 3,5 см и длину 17 см. После размещения песка в трубке определяют порозность упаковки, Ф (в %). Упаковку песка продувают бутаном, для того чтобы удалить воздух, и после этого упаковку песка промывают алифатическим углеводородом, в котором бутан растворяется, для того чтобы удалить бутан. Определяют начальную проницаемость, Kj (в единицах Дарси). Для моделирования условий формации закачивают следующие текучие среды: (1) метоксипропанол, (2) солевой раствор (2 мас.% КСl) и (3) приблизительно 10 объемов пор сырой нефти, для того чтобы установилось минимальное насыщение водой. Обработка согласно изобретению включает контактирование образцов, заполненных сырой нефтью при минимальном насыщении водой, в следующей последовательности: (а) контактирование образца 2 объемами пор солевого раствора (2 мас.% КСl); (b) контакт образца с 2 объемами пор газойля; (с) контактирование образца с 2 объемами пор метоксипропанола; (d) контактирование образца с 1 объемом пор укрепляющего раствора различного состава. Пример А. Один объем пор (оп) 28,8 мас.% EPIKOTE 154 в метоксипропаноле, с последующими 4 объемами пор 3,7 мас.% DETDA в углеводородном растворе, содержащем 31,7 мас.% SHELLSOL D70 и 68,3 мас.% VALVATA 460. Пример В. Один объем пор (оп) 62,0 мас.% EPIKOTE 828 в метоксипропаноле, с последующими 4 объемами пор 1,96 мас.% DETDA в углеводородном растворе, содержащем 31,7 мас.% SHELLSOL D70 и 68,3 мас.% VALVATA 460. Пример С. Один объем пор (оп) 38,0 мас.% EPIKOTE 154 в метоксипропаноле, с последующими 4 объемами, пор 7,2 мас.% DETDA в углеводородном растворе, содержащем 33,1 мас.% SHELLSOL D70 и 69,3 мас.% VALVATA 460. Пример D. Один объем пор (оп) 38,0 мас.% EPIKOTE 154 в метоксипропаноле, с последующими 4 объемами пор 21,6 мас.% DETDA в углеводородном растворе, содержащем 36,0 мас.% SHELLSOL D70 и 64,0 мас.% VALVATA 460. Сравнительный пример. Один объем пор (оп) 46,5 мас.% EPIKOTE 828 и 13,5 мас.% MDA в метоксипропаноле, с последующими 4 объемами пор углеводородного раствора, содержащего 31,7 мас.%SHELLSOL D70 и 68,3 мас.% VALVATA 460. После обработки определяют окончательную проницаемость, Кc (ед. Дарси), и прочность при неограниченном сжатии, UCS (бар). Результаты обобщены ниже в таблице. 1 бар 100 кПа Из примеров, проведенных согласно настоящему изобретению, можно понять, что в примерах с обработкой согласно изобретению наблюдается повышенная проницаемость, для значений прочности при неограниченном сжатии от отличной до приемлемой, по сравнению с технологией уровня техники. Кроме того, установлено, что снижение проницаемости образца, обработанного согласно изобретению,меньше чем при обработке согласно уровню техники. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки подземной формации нефтяного пласта, который включает следующие последовательные стадии:a) контактирование формации с водной средой,b) контактирование подземной формации с углеводородной текучей средой,c) контактирование подземной формации с растворителем, представляющим собой простой эфир гликоля,d) контактирование подземной формации с первым компонентом укрепляющего раствора, в основном содержащим полиэпоксидную смолу, полученную из бис-фенолов, или полифенольных смол (новолачные смолы), в растворителе, в основном содержащем простой эфир гликоля, при концентрации эпоксидной смолы от 25 до 75 мас.%, и имеющем вязкость в интервале от 10 до 100 мПас,e) контактирование подземной формации со вторым компонентом существенно гомогенного укрепляющего раствора, в основном, содержащего отверждающий агент в растворителе, в основном содержащем углеводородную текучую среду, где отверждающий агент присутствует в концентрации в интервале от 0,5 до 20 мас.%, причем этот раствор имеет такую вязкость, что отношение между вязкостью раствора, содержащего полиэпоксидную смолу на стадии (d), и вязкостью раствора, содержащего отверждающий агент на стадии (е), находится в интервале от 1,0 до 5. 2. Способ по п.1, в котором эпоксидную смолу, используемую в виде раствора, получают из твердой или жидкой (при температуре 23 С) эпоксидной новолачной смолы и более предпочтительно из твердой эпоксидной новолачной смолы. 3. Способ по п.1, в котором отверждающий агент выбирают из алифатических полиаминов, алкиларилполиаминов. 4. Способ по п.1, в котором отверждающий агент представляет собой диэтилентолуолдиамин.