Изобретение относится нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения набухания глинистой составляющей пласта-коллектора.
Известны способы стабилизации глинистых пластов с помощью хлористого кальция, хелатных поливалентных ионизированных металлов (магний, ванадий, хром и т.д.), полимеров, поверхностно-активных веществ [1-4]
Недостатки известных методов частичное набухание глины при контакте с закачиваемыми реагентами, небольшой период стабилизации глинистых минералов.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является состав: эмульсия из раствора полидиметилдиаллиаммоний (1-60 мас.) и раствор алкилгидроксидтилимидазолина (2-5 мас. ) и изопропилового спирта (3-10 мас.) в углеводородной жидкости.
Недостатками известного технического решения являются: частичное набухание глины при контакте с раствором катионоактивного полимера и небольшой период стабилизации глинистых минералов.
Технический результат изобретения предотвращение набухания глинистой составляющей коллектора и увеличение продолжительности эффекта стабилизации глинистых минералов.
Технический результат достигается тем, что в состав входят полидиметилдиаллиламмоний хлорида, хлористый калий, полигликоль и вода при следующем соотношении ингредиентов, мас. полидиметилдиаллиламмоний хлорида 2 5; хлористый калий 1 2,5; полигликоль 0,1 0,5; вода остальное.
ПДМДААХ является катионным полиэлектролитом. Выпускается промышленностью в соответствии с ТУ-6-05-231-238-83. Торговая марка ВПК-402.
Хлористый калий (KCl) выпускается промышленностью в соответствии с ГОСТ 4568-83.
Полигликоль является побочным продуктом при получении этиленгликоля ГОСТ 6700-72.
Для получения сравнительных данных по известному и новому технологическим решениям был проведен комплекс лабораторных исследований.
В первой серии экспериментов исследовалось набухание глины при контакте с растворами различных реагентов. Опыты проводились на приборе Жигача-Ярова. В прибор помещалась навеска монтмориллонитовой глины, которая вводилась в контакт с определенным раствором композиции реагентов и выдерживались в течение трех суток. Разница показаний прибора показывает степень набухания глины, чем больше разница, тем сильнее набухание глины. Результаты опытов представлены в табл.1 (альфа разница в показаниях приборов).
Важным показателем технологии стабилизации глиносодержащих пластов является длительность действия обработки. В связи с этим во второй серии экспериментов оценивалась возможность различных композиций стабилизировать глину в процессе замещения композицией на закачиваемую воду. Опыты проводились по следующей методике. В стакан емкостью 150 мл помещали навеску монтмориллонитовой глины весом 4 г, заливали ее раствором соответствующей композиции и выдерживали в течение суток. По истечении суток отмечали объем глины и заменяли раствор на водопроводную воду. В дальнейшем смену воды проводили в течение 10 дней каждые 2 ч. В процессе проведения экспериментов визуально следили за изменением объема глины. Результаты опытов представлены в табл.2. Композиции, используемые в экспериментах, соответствовали композициям в предыдущей серии опытов.
В результате проведенного комплекса экспериментальных исследований для стабилизации глиносодержащего пласта предлагается композиция следующего состава: ВПК-402 2,0-5% хлористый кальций 1-2,5% полигликоль 0,1-0,5% остальное вода. Выбор указанных пределов концентраций реагентов в композиции обуславливается следующим обстоятельством. Снижение концентрации реагентов уменьшает эффект стабилизации глины, а увеличение не приводит к усилению эффекта стабилизации глины.
В основе примера применения способа и сравнения с прототипом была проведена серия экспериментов. Опыты проводились на физической модели пласта длиной 60 см и диаметром 3 см. Моделью пористой среды служила смесь песка (93% ) и монтмориллонитовой глины (7%). Предварительно, под вакуумом модель пласта насыщалась моделью пластовой воды и определялась проницаемость пласта по воде. В качестве пластовой воды использовалась модель пластовых вод месторождений Татарии плотностью 1,18 г/см3. В первом (контрольном) опыте данной серии через модель пласта прокачивали пресную (водопроводную) воду. Следующие три эксперимента проводились по следующей программе:
1) закачка в модель пласта композиции реагентов в объеме, равном поровому объему модели пласта;
2) выдержка модели пласта в течение двух суток;
3) нагнетание в модель пласта пресной (водопроводной) воды.
Нагнетание пресной воды проводилось с постоянной скоростью. В процессе опыта определялся перепад давления на модели пласта и контролировался расход жидкости. По данным параметрам определялось текущее значение проницаемости модели пласта.
В экспериментах использовались следующие композиции реагентов:
опыт N2 прототип;
опыт N3 ВПК-402 5 мас. KCl 1 мас. остальное вода;
опыт N4 ВПК-402 5 мас. KCl 1 мас. полигликоль 0,2 мас. остальное вода.
Результаты экспериментов представлены на чертеже в виде зависимости Kнач./Kтек.=f(Vзак./Vпор.), где Kнач. - проницаемость модели пласта по пластовой воде; Kтек. текущее значение проницаемости пласта; Vзак. объем прокачанной через модель пласта воды; Vпор. объем пор модели пласта. Номер кривой на графике соответствует номеру опыта данной серии экспериментов.
Как видно из графика, обработка глиносодержащего пласта предлагаемой композицией (опыт N4) практически полностью предотвращает набухание глинистой составляющей пласта при последующей закачке пресной воды.
Таким образом, использование предлагаемого состава предотвращает набухание и увеличивает продолжительность эффекта стабилизации глинистой составляющей коллектора, что приводит к сохранению продуктивности добывающих скважин, приемистости нагнетательных скважин и увеличению охвата пласта воздействием.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ С НЕОДНОРОДНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ | 1996 |
|
RU2116438C1 |
| ПОЛИМЕРНО-ДИСПЕРСНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ | 1993 |
|
RU2061855C1 |
| СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН | 1999 |
|
RU2166075C1 |
| РЕАГЕНТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН | 2019 |
|
RU2732147C1 |
| СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ИНТЕРВАЛОВ ПЛАСТА | 2001 |
|
RU2186958C1 |
| СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА | 1998 |
|
RU2149988C1 |
| БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ БУРЕНИЯ В ОБВАЛИВАЮЩИХСЯ ПОРОДАХ И ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ | 2003 |
|
RU2242492C2 |
| СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНУ | 1998 |
|
RU2148149C1 |
| БУРОВОЙ РАСТВОР | 2000 |
|
RU2174996C2 |
| СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ С РАЗНОПРОНИЦАЕМЫМИ ПЛАСТАМИ | 1991 |
|
RU2026968C1 |
Использование: нефтедобывающая промышленность, заводнение глиносодержащих коллекторов. Сущность изобретения: в водный раствор полидиметилдиаллиламмония хлорида (ПДМДААХ) дополнительно вводят хлористый калий и полигликоль. Концентрация в растворе ПДМДААХ 2 - 5 мас.%, хлористого калия 1 - 2,5 мас. %, полигликоля 0,1 - 0,5 мас.%. Состав применяется для сохранения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин за счет стабилизации глинистой составляющей пласта. 1 ил., 2 табл.
Состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий катионактивный полимер, минеральную соль и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полигликоль, в качестве катионактивного полимера - полидиметилдиаллиламмоний хлорид, а в качестве минеральной соли хлористый калий при следующем соотношении исходных ингредиентов, мас.
Полидиметилдиаллиламмоний хлорид 2 5
Хлористый калий 1,0 2,5
Полигликоль 0,1 0,5
Вода Остальноеа
