Состав для декольматирующей обработки пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для декольматации призабойной зоны пласта. Состав содержит, %: неионогенное поверхностно-активное вещество 1-3, щепочной реагент 0,05-2, силикат натрия 06005-0,01, вода остальное. Технический результат изобретения: увеличение степени разрушения глинистых полимерсодержащих кольматирующих образований, более полное удаление кольматирующих веществ с поверхности породы, предупреждение вторичного выпадения продуктов реакции в пласте. 4 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для декольматации призабойной зоны пласта (ПЗП).

Известны составы для реагентной разглинизации скважин, включающие, г/л: перекись водорода 10 - 30, дигидроортофосфат кальция 10 - 30, вода - остальное [1].

Недостатками данного состава являются: низкая степень разрушения глинистых полимерсодержащих кольматирующих образований, вторичное осаждение кольматирующих веществ на поверхности пористой среды.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав, мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) 1 - 3, щелочной реагент 0,01 - 3 вода - остальное [2].

Недостатком известного технического решения является частичное осаждение продуктов реакции в пласте.

В изобретении решается задача увеличения проницаемости ПЗП скважины за счет повышенной степени разрушения глинистых полимерсодержащих кольматирующих веществ и более полного удаления продуктов реакции из пласта.

Задача решается тем, что состав для декольматирующей обработки пласта, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество, щелочной реагент и воду, дополнительно содержит силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество 1 - 3; щелочной реагент 0,05 - 2; силикат натрия 0,005 - 0,01, вода - остальное.

Признаками изобретения являются: 1.неионогенное поверхностно-активное вещество; 2. щелочной реагент; 3.силикат натрия; 4.вода; 5.количественное соотношение компонентов.

Признаки 1, 2, 4 являются сходными с прототипом, признаки 3, 5 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения заключается в том, что в качестве щелочного агента используют: едкий натр NaOH (ГОСТ 11078-78), соду кальцинированную техническую Na23 (ГОСТ 5100-73), гидрокарбонат натрия NaHCO3 (ГОСТ 2156-76). В качестве неионогенного ПАВ используют проксамин НР-71 (ТУ 6-14-19-90-75), неонол (ТУ 38-103625-87), дисолван 4400, 4422, 4490. Силикат натрия выпускается в соответствии с ГОСТ 13078-81.

Для получения сравнительных данных по известному и предлагаемому техническим решениям был проведен комплекс лабораторных исследований.

В практике бурения скважин и вскрытия пласта широкое применение нашли полимерсодержащие глинистые буровые растворы. Однако скважины, пробуренные на таких растворах, плохо поддаются освоению, особенно в низкопроницаемых глиносодержащих пластах из-за кольматации призабойной зоны полимерсодержащими глинистыми образованиями.

Механизм декольматации призабойной зоны пласта заключается в следующем: взаимодействие декольматирующего состава с полимерсодержащими глинистыми образованиями, удаление кольматирующих веществ с поверхности породы, перевод их в объем декольматирующей системы, удержание частиц кольматирующего вещества во взвешенном состоянии для предупреждения вторичного осаждения на поверхности пористой среды и удаление их из ПЗП.

Приготовление декольматирующего состава осуществляют последовательным растворением щелочного реагента, ПАВ и силиката натрия в расчетном количестве воды.

В лабораторных исследованиях декольматирующего состава изучалась степень разрушения структуры полимерсодержащих глинистых образцов, отмывающая способность и дисперсность растворов до и после разрушения глинистых образцов.

Для определения степени разрушения структуры кольматирующего осадка отфильтровывали полимерсодержащий буровой раствор следующего состава, мас.%: Na2CO3 1; NaOH 0,05; глина 5; эмультал 0,1; сайпан 0,18; DKDRILL 0,03. Осадок высушивали до тестообразного состояния и готовили из него шарики. Шарики помещали в боксы и заливали декольматирующим составом. Затем наблюдали процесс разрушения образца во времени. Результаты опытов представлены в табл.1.

Отмывающую способность декольматирующего состава оценивали весовым методом по разнице веса образцов до и после обработки. На внутренние стенки пробирки наносили слой бурового раствора, высушивали в сушильном шкафу при при температуре 60oС до постоянного веса и заливали декольматирующий состав. Через сутки пробирки ополаскивали дистиллированной водой и высушивали до постоянного веса. Результаты данной серии экспериментов представлены в табл. 2.

В качестве характеристики дисперсности декольматирующего состава до и после разрушения глинистых образцов использовалась оптическая плотность растворов, замеренная на колориметре-нефелометре фотоэлектрическом ФЭК-56М. Образование мелкодисперсной системы в результате разрушения кольматанта обеспечивает наилучшее его удаление из призабойной зоны пласта, так как удерживание частиц кольматирующего вещества во взвешенном состоянии зависит от степени дисперсности. Методика измерений оптической плотности декольматирующего состава после разрушения глинистых образцов заключалась в следующем. Из осадка отфильтрованного бурового раствора готовили шарики весом 1 г. Затем шарики помещали в стеклянные боксы, заливали декольматирующим составом и выдерживали сутки для разрушения образцов. Растворы отфильтровывали на фильтре "белая лента" и измеряли оптическую плотность. Результаты опытов представлены в табл.3.

Как видно из табл. 1 - 3, введение силиката натрия в заявляемом соотношении в композицию позволяет перевести кольматирующее вещество в более мелкодисперсное состояние по сравнению с прототипом, повысить отмывающую и удерживающую способность композиции.

Пример. В качестве примера сравнения известного и предлагаемого технического решения была выполнена серия экспериментов на естественном керне. Опыты проводились по следующей программе. Предварительно под вакуумом образец насыщался водой, и определялась его проницаемость. Далее в образец закачивался буровой раствор, который затем вытеснялся водой до стабилизации проницаемости. На следующем этапе опыта через образец прокачивали два поровых объема декольматирующего состава и образец оставляли на 12 ч на реагирование, после чего через образец фильтровали воду до стабилизации проницаемости. Результаты экспериментов представлены в табл. 4.

Как видно из табл.4, использование предлагаемого декольматирующего состава позволило повысить степень очистки образца от кольматирующего вещества по сравнению с прототипом. Таким образом, применение предлагаемого декольматирующего состава позволяет увеличить степень разрушения глинистых полимерсодержащих кольматирующих образований, более полно удалять кольматирующие вещества с поверхности породы, а также предупреждает вторичное выпадение продуктов реакции в пласте.

Источники информации 1. Авторское свидетельство СССР 1587181, кл. Е 21 В 43/27, 1990.

2. Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза. РД-39-0147035-254-88Р.

Формула изобретения

Состав для декольматирующей обработки пласта, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество, щелочной реагент и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1 - 3 Щелочной реагент - 0,05 - 2 Силикат натрия - 0,005 - 0,01 Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано для ограничения водопритоков в добывающих скважинах

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для повышения эффективности отдачи нефтяных пластов

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов путем регулирования проницаемости водопроводящих каналов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти с применением мицеллярной смеси, способной образовывать микроэмульсии с минерализованной водой

Изобретение относится к нефтедобывающий промышленности, в частности к приготовлению обратных эмульсий (типа "вода в масле"), используемых для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопри-тока нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с обводненными пропластками

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эмульсионным системам используемым для вытеснения нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначается для равновесного глушения скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) перед проведением геолого-технических мероприятий

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения остаточной нефти из неоднородных коллекторов

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта с помощью микроорганизмов и физико-механических методов с целью увеличения нефтеотдачи и восстановления продуктивности призабойной зоны нефтеносного пласта (ПЗП)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для декольматации призабойной зоны пласта

Наверх