Эмульсионный буровой раствор

Эмульсионный буровой раствор

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Советских

Соцмалмстмческмх республик

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ()939523 (61) Дополнительное к авт. саид-ву(22) Заявлено 20. 1О. 80 (21) 3007760/23-03 с присоединением заявки М (23) Приоритет{51)М. Кл.

С 09 К 7/02

)ооударотвсииый комитет

СССР ио аолам изобротеиий и отирытий

Опубликовано 30. 06. 82. Бюллетень М 24

Дата опубликования описания 30. 06. 82 (53) УДК622.243. . 144.3(088.8) I ф 1и

О А. Морозов, А.А. Анисимов и И.К. Черно )pt ) ро ъ .

fE )fPW ô(у х g ь скс) Ж® 10> "Иь (72) Авторы изобретения (71) Заявитель

Коми филиал Всесоюзного научно-исследоват института природных газов (54) ЭИУЛЬСИОННЫД БУРОВОЙ РАСТВОР

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам, применяемым при вскрытии и освоении нефтяных и газовых пластов.

Известно использование для вскрытия и освоения низкопроницаемых продуктивных пластов глинисто-меловых суспензий (1).

Однако применение таких раство- ров для вскрытия низкопроницаемых коллекторов недостаточно эффективно вследствие снижения проницаемости низкопроницаемых коллекторов за счет проникновения водного фильтрата раствора в пласт.

Известен также эмульсионный буровой раствор, содержащий, вес.3: нефть 6-10; реагент-стабилизатор, например конденсированную сульфитспиртовую барду (КССБ), 1-5; кубовые остатки смоло-скипидарного производства 1-4 и глинисто-меловую суспензию - остальное f2/.

Однако действие известного раствора в низкопроницаемых коллекторах недостаточно эффективно. Так, коэффициент восстановления у кернов с проницаемостью 0,2-3,0 мд недостаточно высок и составляет 0-1ь, что может привести к низкому качеству вскрытия освоения и, в конечном итоге„ к снижению продуктивности скважины.

Цель изобретения - повышение коэффициента восстановления проницаемости низкопроницаемых коллекторов °

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый эмульсионный буровой раствор дополнительно содержит смесь гидрофобизирующей кремнеорганической .жидкости .(ГКЖ) и неионогенного поверхностно-активного вещества (ОП-10) в соотношении 4:1 при

939523

Глинисто-меловая водная суспензия Остальное

Технология приготовления предла5 гаемого раствора заключается в добавлении при интенсивном перемешивании нефти, КССБ и смеси ГКЖ с

ОП-1О к глинисто-меловой водной суспензии, Ф: бентонит 15; мел 25;

1О вода 60.

В таблице приведены результаты лабораторных исследований (на установке УИПК-1И) влияния количества смеси ГКИ+ОП-10 на коэффициент вос15 становления проницаемости в сравнении с прототипом. следующем соотношении ингредиентов, вес.3:

6-10

1-5

0,5-1,5

Содержание компонентов. вес.4

Коэффициент восстановлеНачаль ная проницаемость

К мД

КонечРаствор ная

Кубовые ос

Смесь

ГКЖ+

ОП-10

Глин исто-мелоНефть

КССБ проницаемасть к2,МД ния

К2/K„x

x100i=

= /3 татки смолоскипи» вая суспензия дарного про изводства

0,25

0 5

1,0

1,5

1,75

3 86,5

3 86,5

3 86,5

Для определения оптимального соотношения гидрофобизатора и. ПАВ на керны воздействуют фильтратом бурового раствора, предварительно обработанного смесью ПАВ + гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов 1:2; 1:3; 1:4; 1:5; 1:6; (см. чертеж). . 55

Как видно из данных, представленных в таблице, коэффициент восстановления проницаемости для предлагаемого раствора примерно в 15-20 раз больше, чем для прототипа.

Установлено, что добавка смеси в количестве 0,5-1,5 вес.Ф является оптимальной, так как при содержании смеси в фильтрате менее 0,54 происходит уменьшение коэффициента восстановления, а добавка смеси выше

1,54 не способствует повышению коэффициента восстановления проницаемости.

Нефть

КССБ

Смесь гидрофобизирующей кремнеорганической жидкости (ГКИ) и неионогенного поверхностноактивного вещества (ОП-10) в соотношении

4:1

3 88,75

3 88,5

3 88,0

87,5

3 87,25

0,37 0,054 15,0

0,34 0,061 17,9

0,36 0,062 20,0

0,35 0,077 22,0

0,351 0,076 21,9, 2,5 0,34 0,0027 0,8

2 5 0 35 0 0035 1 0

2,5 0,37, 0,0033 0,9

0,5" l,5

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Амиян В.А., Васильева Н.П.

Вскрытие и освоение нефтегазовых в пластов. H., "Недра", 1972, с. 48-49.

2. Авторское свидетельство СССР 673652, кл. С 09 К 7/02, 1979 (npo" тотип), Формула изобретения

Змульсионный буровой раствор, содержащий нефть, конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ) и глинисто-меловую водную суспензию, о т— л и ч а ю шийся тем, что, с целью повышения коэффициента восстаt

А/ (l74b: РмфщмКиюю юр) Составитель В. Ягодин Редактор Л. Филь Техред 3. Палий Корректор Ю. Макаренко

Заказ 4594/39 Тираж 661 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

° Ф

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

5 939523 d

Оптимальным соотношением гидрофо- новления проницаемости низкопронибизатора и поверхностноактивного ве- цаемых коллекторов, он дополнительщества в смеси является соотношение но содержит смесь гидрофобизирующей

4:1 (см. чертеж).При соотношении кремнеорганической .жидкости (ГКИ) компонентов ниже 4:1, например и неионогенного поверхностно-активно3:1, 2!1 происходит уменьшение го вещества |OR-10) в соотношении 4:1 коэффициента восстановления прони- при следующем соотношении ингредиенцаемости, а увеличение соотношения тов, вес.Ф свыше 4:1 не приводит к какому-либо Нефть 6-10 существенному его увеличению.

KCCS 1- 5

Применение предлагаемого раствора Смесь гидрофобизируюпозволит повысить в сравнении с про- щей кремнеорганичестотипом очищаемость образцов кернов кой жидкости (I KI) и в среднем на 20ã.. В результате этого неионогенного поверхожидается повышение среднего дебита 1з ностно-активного вевыходящих из бурения скважин с 117 щества (ОП-10) в со(при депрессии 35 кгс/см ) до отношении

140,4 тыс.м /сут. Глинисто-меловая водная суспензия Остальное