|
66 системы в лабораторных условиях, а также исследования проб раствора с буровых подтверждают это. В результате фильтрации ПСБР в породы-коллектора и физикохимического взаимодействия с поровой поверхностью коэффициент восстановления проницаемости составляет всего 36% для 0,3% раствора метаса, а также 43% и 48%, соответственно для 0,1 и 0,3%-ных растворов ПАА. Таблица 2.3. Влияние водных растворов полимеров на физические параметры образцов керна ГазопроКоэффициент, % ницаеОткрыВодонамость Ю"'', мкм^ той посыщенристости ности 1 2 3 377,6 379,6 18,4 19,3 12,1 13,9 Коэффициент, % Объем оставостаточновоссташегося го фильтновления фильтратонасыпронирата см^ щения цаемости 5 0,78 0,59 6 22,9 16,5 7 67 87 Фит1т*тпл/емя я жидкость 4 Дистиллированная вода 0,5% водный раствор превоцела 0,3% водный раствор метаса +NaOH 0,3% водный раствор метаса +0,5% раствор превоцела 0,1% раствор ПАА 0,3% раствор ПАА 393,9 21,6 9,4 1,03 26,7 36 361,0 19,6 12,0 0,82 22,2 63 291,5 381,0 19,3 19,6 12,1 15,7 0,81 0,97 23,2 25,1 48 43 На основании полученных данных авторами констатируется, что полимерные системы не могут быть рекомендованы в качестве перспективных для первичного вскрытия пластов и необходимо разработать мероприятия, нейтрализующие отрицательное действие этих систем (например, за счет использования ПСБР с неионогенными ПАВ). |
261 вания проб раствора с буровых подтверждают это. Таблица 4.3. Влияние водных растворов полимеров на физические параметры образцов керна ГазопроницаеКоэффициент, с /о Фильтруемая жидкость Объем оставшегося фильтрата, смз Коэффициент, % остаточного фильтратонасыщения 6 22,9 7 67 восстановления проницаемости мость ОткрыВодона 10-3, мкм^ той сыщенпористости 1 377,6 2 18,4 3 12,1 ности 4 дистиллированная вода 5 0,78 379,6 19,3 13,9 0,5% водный раствор превоцела 0,59 16,5 87 393,9 21,6 9,4 0,3% водный раствор метаса+КаОН 1,03 26,8 36 361,0 19,6 12,0 0,3% водный раствор метаса+0,5% раствор превоцела 0,82 22,2 63 291,5 19,3 12,1 0,1% раствор ПАА 0,81 23,2 48 381,0 19,6 15,7 0,3% раствор ПАА 0,97 25,1 43 В результате фильтрации ПСБР в породы-коллектора и физикохимического взаимодействия с поровой поверхностью коэффициент восстановления проницаемости составляет всего 36 % для 0,3 % раствора мета 262 са, а также 43 % и 48 % соответственно ПАА. На основании полученных данных авторами констатируется, что полимерные системы не могут быть рекомендованы в качестве перспективных для первичного вскрытия пластов и необходимо разработать мероприятия, нейтрализующие отрицательное действие этих систем (например, за счет использования ПСБР с неионогенными ПАВ). Одной из причин частичной закупорки призабойной зоны может быть значительная глубина внедрения полимерных растворов в пласт под действием высоких репрессий. В частности, результаты экспериментов [285] показывают, что безглинистые соленасыщенные растворы карбоксиметилцеллюлозы (БСР-КМЦ) весьма чувствительны к репрессии, а глубина их внедрения зависит от АР. Многолетний опыт вскрытия продуктивных пластов в России и за рубежом с применением буровых растворов на углеводородной основе (РУО) показал значительное их преимущество по сравнению с промывочными жидкостями на водной основе. Сравнительные данные о продуктивности скважины, продуктивный пласт в которой был вскрыт с применением раствора на нефтяной основе (РНО) и, для сравнения с промывкой растворами на водной основе, приведены в табл. 4.4 [286]. Таблица 4.4 Буровой раствор Длительность эксплуатации, мес. 8 8 8 8 Дебит, т/сут Снижение дебита. % 0 37.5 46.0 54.0 для 0,1 и 0,3 %-ных растворов На нефтяной основе Вода с добавкой (ПАВ) Пластовая вода с добавкой ПАВ Глинистый 72.0 45.0 39.0 33.0 |