Патент на изобретение №2200180
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) РАСТВОР ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
(57) Реферат: Раствор относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам буровых растворов, предназначенных для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии и освоении. Техническим результатом является снижение кольматации призабойной зоны, проникновения в нее фильтрата и увеличение коэффициента восстановления проницаемости пласта. Раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий кольматирующую дисперсную фазу, щелочной реагент и воду, содержит в качестве кольматирующей дисперсной фазы глинопорошок и мел и дополнительно – карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ, акриловый полимер – “Унифлок” при следующем соотношении компонентов, мас. %: мел 5-7, глинопорошок 3-6, КССБ 0,1-0,5, КМЦ 0,4-0,8, акриловый полимер “Унифлок” 0,5-0,8, щелочной реагент 0,1-0,3, вода остальное. 3 табл. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам буровых растворов, предназначенных для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов при их вскрытии и освоении. Известен ряд растворов для вскрытия продуктивных пластов, например, на нефтяной основе с полимерными добавками [1]. Однако применение указанного раствора снижает проницаемость призабойной зоны пласта. Наиболее близким аналогом является буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий твердую фазу, поверхностно-активное вещество, щелочь и воду [2]. Кольматирующей твердой фазой в этом растворе является сапропель, содержащий до 80% органических веществ различного состава – битумов, гуминов, гуминовых кислот и до 10% минеральных веществ. Недостатком этого раствора является то, что при вскрытии коллекторов происходит значительная кольматация призабойной зоны пласта сложными по составу частицами органического и минерального происхождения, физико-химические свойства которых труднопрогнозируемы в зависимости от пластовых условий. В результате за счет невозможности полного удаления частиц сапропеля не достигается высокий коэффициент восстановления проницаемости пласта при освоении скважины. Целью изобретения является снижение кольматации призабойной зоны, проникновения в нее фильтрата и увеличение коэффициента восстановления проницаемости пласта. Поставленная цель достигается тем, что раствор для вскрытия продуктивных пластов, содержащий кольматирующую дисперсную фазу, щелочной реагент и воду, содержит в качестве кольматирующей дисперсной фазы глинопорошок и мел и дополнительно – карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ), акриловый полимер “Унифлок” при следующем соотношении компонентов, мас.%: Мел – 5-7 Глинопорошок – 3-6 КССБ – 0,1-0,5 КМЦ – 0,4-0,8 Акриловый полимер “Унифлок” – 0,5-0,8 Щелочной реагент – 0,1-0,3 Вода – остальное Из патентной и научно-технической литературы нам не известны буровые растворы, содержащие совокупность указанных выше компонентов в предложенном качественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения. Достижение поставленной цели изобретения обеспечивается за счет создания на поверхности коллектора тонкой малопроницаемой фильтрационной корки, образование которой происходит следующим образом. При вскрытии проницаемой породы над поровым каналом образуется мостиковая перемычка из разноразмерных дисперсных частиц мела и бентонита с адсорбированными на них полимерными пленками карбоксиметилцеллюлозы и акрилового полимера. В дальнейшем на этих мостиковых перемычках накапливаются более мелкие твердые частицы, которые закупоривают более мелкие поры. В промежутках между твердыми частицами и над ними накапливаются полимерные частицы мельчайшего размера. В результате на стенке скважины образуется тонкая, малопроницаемая фильтрационная корка, состоящая из плотноупакованных разноразмерных твердых частиц мела, глинопорошка и гелеобразной фазы полимеров карбоксиметилцеллюлозы и акрилового полимера. Она предохраняет коллектор от глубокой кольматации и проникновения в него фильтрата бурового раствора. Так как глубина кольматации пласта, проникновения в него фильтрата и толщина фильтрационной корки невелики, скважины легко осваиваются и достигается высокий коэффициент восстановления проницаемости пласта. В данном случае в разработанном растворе его компоненты создают эффект синергетического увеличения изолирующих и восстанавливающих свойств. Синергизм обнаружен нами неожиданно, предвидеть закономерность в изменении кольматирующе-декольматирующих характеристик было невозможно. Из существующего уровня техники нам не известно, что ингредиенты, входящие в состав предлагаемого бурового раствора в данном сочетании, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию “изобретательский уровень”. Раствор готовят следующим образом. В водной фазе диспергируют глинопорошок. Затем раствор обрабатывают заранее приготовленными водными растворами карбоксиметилцеллюлозы и акрилового полимера “Унифлок”. При тщательном перемешивании в состав последовательно вводят щелочной реагент и конденсированную сульфит-спиртовую барду. Состав перемешивается до окончания взаимодействия щелочного реагента – кальцинированной соды с бентонитом и полимерами, что фиксируется по прекращению повышения вязкости раствора. После этого в раствор добавляют мел и перемешивают до получения однородной массы. Пример приготовления бурового раствора (состав 3). В 650 мл технической воды диспергируют 60 г глинопорошка, затем в глинистую суспензию добавляют 80 мл 5%-ного водного раствора КМЦ и 160 мл 5%-ного водного раствора “Унифлока”. При тщательном перемешивании в раствор последовательно вводят 3 г кальцинированной соды и 6 г КССБ. Перемешивание продолжают до стабилизации вязкости полученной композиции, после чего добавляют 80 г мела. Перемешивают до получения однородного раствора. Параметры раствора следующие: плотность – 1070 кг/м3; условная вязкость – 32 с; водоотдача – 4,5 см3/30 мин. Аналогичным образом готовят растворы с различным соотношением компонентов. Для выявления оптимального соотношения компонентов предлагаемого раствора используют физико-химические свойства растворов, имеющих различный состав. Составы заявляемых растворов показаны в табл. 1. В табл. 2 приведены физико-химические свойства растворов при различном содержании ингредиентов. Как видно из табл. 2, наилучшими свойствами для вскрытия пласта по показателю водоотдачи обладают составы 2-4. Свойства растворов по составам, количественно отличающимся от заявленных (составы 1 и 5) и растворов по прототипу, характеризуются высокой водоотдачей и поэтому они недостаточно эффективны. Исследование блокирующего влияния заявленных растворов на керновый материал продуктивных пластов проводили на установке моделирования нарушений эксплуатационных качеств пласта FFES-655 (автоматизированный современный импортный аналог установки УИПК-1 М) при режимах, создающих величины действующих при бурении репрессий на пласт, и депрессий, необходимых для вызова притока из пласта. В опытах использовались естественные керны с широким спектром проницаемости, насыщенные керосином. Эксперименты включали следующие этапы: 1 этап включает в себя эксперимент по воздействию бурового раствора на образец керна (моделирование воздействия бурового раствора на ПЗП); 2 этап включает фильтрацию керосина в противоположном направлении (моделирование притока из пласта); 3 этап включает оценку глубины проникновения фильтрата и твердой фазы раствора в образец керна (оценка глубины кольматации ПЗП); 4 этап включает определение фильтрационно-емкостных свойств образца керна после проведения предыдущих этапов работ (определение восстановления проницаемости ПЗП после освоения скважины). Коэффициент восстановления проницаемости определяется отношением фазовой проницаемости кернового материала после обработки пласта к фазовой проницаемости до обработки:  Сравнительные данные по восстановлению проницаемости кернов после воздействия заявленного раствора (состава 2) и раствора-прототипа представлены в табл. 3. Как видно из табл. 3, толщина образующейся фильтрационной корки равна 0,1-0,3 мм, глубина кольматации соответственно 0,5-2,1 см. Коэффициент восстановления проницаемости после воздействия заявленного бурового раствора равен 80,6-84,0%. Анализ результатов показывает, что заявленный раствор снижает кольматацию призабойной зоны, проникновение в нее фильтрата и увеличивает коэффициент восстановления проницаемости пласта по сравнению с известным раствором. Следовательно, цель изобретения достигнута. Источники информации 1. Авторское свидетельство СССР 252241, кл. С 09 К 7/06, 1964. 2. Авторское свидетельство СССР 935522, кл. С 09 К 7/02, 1982. Формула изобретения
Мел – 5 – 7 Глинопорошок – 3 – 6 КССБ – 0,1 – 0,5 КМЦ – 0,4 – 0,8 Акриловый полимер “Унифлок” – 0,5 – 0,8 Щелочной реагент – 0,1 – 0,3 Вода – Остальное РИСУНКИ
|
||||||||||||||||||||||||||
