буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины, проходящей через пористый и проницаемый пласт

Классы МПК:C09K8/04 водные составы для бурения скважин
E21B43/22 с применением химикалий или бактерий
Автор(ы):, , , ,
Патентообладатель(и):ОЛЕОН Н.В. (BE)
Приоритеты:
подача заявки:
2001-06-25
публикация патента:

Настоящее изобретение касается области бурения или, в целом, области осуществления операций, требующих циркуляции раствора в пробуренной скважине, при этом указанный раствор находится в контакте с пористыми и проницаемыми стенками породы-коллектора. Техническим результатом изобретения является уменьшение или предупреждение повреждений породы-коллектора. Буровой раствор на водной основе, содержащий обычные ингредиенты, такие как восстановитель фильтрата, вещество для повышения вязкости, утяжелитель, и не являющийся эмульсией «масло в воде», дополнительно содержит менее 1 г/л одного или нескольких соединений, выбранных из группы частичных сложных эфиров многоатомных спиртов с жирными кислотами С8-С10, при этом длина цепей кислотной и спиртовой частей выбрана таким образом, чтобы частичный сложный эфир обладал достаточной дисперсностью в воде, совместимостью с другими ингредиентами, не образовывал эмульсии с нефтью пласта и в достаточной мере адсорбировался на пористой породе пласта. Указанный выше буровой раствор применим для бурения или обработки скважины, проходящей через пористый и проницаемый пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 8 з. п. ф-лы, 10 табл., 2 ил. буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114

буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114 буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114

Формула изобретения

1. Буровой раствор на водной основе, содержащий обычные ингредиенты, такие, как восстановитель фильтрата, вещество для повышения вязкости, утяжелитель, и не являющийся эмульсией «масло в воде», отличающийся тем, что он дополнительно содержит менее 1 г/л одного или нескольких соединений, выбранных из группы частичных сложных эфиров многоатомных спиртов с жирными кислотами С8-С10, при этом длина цепей кислотной и спиртовой частей выбрана таким образом, чтобы частичный сложный эфир обладал достаточной дисперсностью в воде, совместимостью с другими ингредиентами, не образовывал эмульсии с нефтью пласта и в достаточной мере адсорбировался на пористой породе пласта.

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что в частичном сложном эфире молярное отношение числа свободных гидроксильных групп к числу гидроксильных групп, этерифицированных жирной кислотой, составляет, по меньшей мере, 1:1.

3. Буровой раствор по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в частичном сложном эфире молярное отношение числа свободных гидроксильных групп к числу гидроксильных групп, этерифицированных жирной кислотой, составляет, по меньшей мере, 2:1.

4. Буровой раствор по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что в частичном сложном эфире молярное отношение числа свободных гидроксильных групп к числу гидроксильных групп, этерифицированных жирной кислотой, составляет, по меньшей мере, 3:1.

5. Буровой раствор по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что указанное соединение является частичным сложным эфиром жирной кислоты С8-С10 и многоатомного спирта со степенью полимеризации от 2 до 8.

6. Буровой раствор по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что указанное соединение является частичным сложным эфиром полиглицерина и жирной кислоты С8-С10.

7. Буровой раствор по п. 6, отличающийся тем, что полиглицерин имеет следующий состав, вес.%: глицерин 24-30, диглицерин 28-34, триглицерин 20-26, тетраглицерин 9-15, пентаглицерин 4-10.

8. Буровой раствор по п. 7, отличающийся тем, что полиглицерин имеет следующий состав, вес.%: глицерин 27, диглицерин 31, триглицерин 23, тетраглицерин 12, пентаглицерин 7.

9. Применение бурового раствора на водной основе по одному из пп. 1-8 для бурения или обработки скважины, проходящей через пористый и проницаемый пласт.

10. Применение по п. 9, отличающееся тем, что его осуществляют для ограничения или предотвращения закупоривания стенки скважины.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение касается области бурения или, в целом, области осуществления операций, требующих циркуляции раствора в пробуренной скважине, при этом указанный раствор находится в контакте с пористыми и проницаемыми стенками породы. Во время этих операций циркулирующий раствор более или менее проникает в толщу стенки скважины в зависимости от более или менее высокой эффективности добавок, восстанавливающих фильтрат, которые, в случае необходимости, добавляют в раствор. Известно, что "фильтрат" (объем раствора, проникающий в породу) может вызвать более или менее серьезное закупоривание стенки скважины. Если скважина проходит через продуктивную нефтеносную зону, то ее производительность может быть в значительной мере снижена.

Настоящим изобретением предлагается раствор и способ бурения скважины или введения в разгрузочную скважину, предназначенную для введения в эксплуатацию продуктивного нефтеносного пласта, и создания благоприятных условий для вытекания углеводородов в скважину.

Используемый во время бурения скважины раствор циркулирует на уровне пласта под давлением, превышающим давление внутри пласта. Это позволяет ограничить явления просачивания и регулировать устойчивость стенок скважины. Происходят явления фильтрации, которые приводят к образованию фильтрационной корки на стенках скважины. В зависимости от условий циркуляции бурового раствора (прекращение или продолжение циркуляции в скважине) во время так называемой «мгновенной» фильтрации образуются внешняя и внутренняя фильтрационные корки или только внутренняя фильтрационная корка. Эта слабопроницаемая фильтрационная корка позволяет защитить пласт и, в частности, породу-коллектор от попадания в нее ингредиентов бурового раствора. Однако недавно проведенные исследования (A.Audibert, J.-F.Argillier, H.Ladva, Way P., Hove A. «Role of Polymers on Formation Damage» SPE 54767, представленный на SPE Formation Damage, Гаага, 1999) со всей очевидностью доказали образование за пределами внутреннего кека зоны, в которую попадают некоторые компоненты раствора. В частности, в случае нефтеносного пласта, пробуренного с применением раствора на водной основе, наблюдают попадание в пласт за пределами внутренней фильтрационной корки части содержащихся в растворе полимеров. Эти гидрофильные полимеры, не удерживаемые коркой, адсорбируются в порах породы, снижая таким образом маслопроницаемость породы. Это явление имеет тем большее значение, если учитывать, что речь идет о призабойном пласте, и приводит к повышению насыщения водой этого призабойного пласта.

Настоящее изобретение преимущественно касается составов растворов на водной основе, обычно называемых буровыми растворами (описанными, например, в документе: «Drill-In.Fluids Control Formation Damage», Halliday W.S., World Oil, декабрь 1994, 43-47).

Буровые растворы являются сложными растворами, в основном предназначенными для промывки скважин во время бурения или после завершения бурения (промывочные растворы), создания гидравлического давления, достаточного для обеспечения безопасности скважин, стабилизации стенок скважин, смазки колонн буровых труб или штангов или для обеспечения установки забойного оборудования или обеспечения производственного процесса (промывочные растворы). Для выполнения этих функций в базовые растворы, например, на основе воды добавляют специальные вещества, например, для регулирования реологии, объемной массы, промывочной производительности, для регулирования фильтрата. Из предшествующего уровня техники не известна добавка в буровые растворы, непосредственно влияющая на насыщение породы, соприкасающейся с раствором.

В патенте Великобритании №2283036А раскрыты буровые растворы на водной основе, содержащие полиалкиленгликоль и сложный эфир, который может быть частичным сложным эфиром многоатомного спирта с жирной кислотой. Согласно этому патенту данные растворы предназначены для использования в глинистых сланцевых пластах и в пластах глины и сочетают в себе повышенную смазочную способность с повышенной способностью к ингибированию глинистых сланцев. Примеры показывают следующие частичные сложные эфиры: глицерил моноолеат; тетраэтиленгликоль моноолеат; глицерил монорицинолеат.

Однако в примере 7 ясно показано, что добавление, по меньшей мере, 3 вес.% смеси (2,25 вес.% полиалкиленгликоля и 0,75 вес.% глицерина моноолеата) не приводит к повышению смазочных свойств.

В патенте США №5318956А (соответствующем Европейскому патенту №0398113А) раскрывается использование сложных эфиров моно- или полифункциональных спиртов с карбоновыми кислотами, насыщенными или ненасыщенными до С36, в качестве основного компонента масляной фазы буровых растворов типа эмульсии «масло в воде».

В патенте США №3882029А раскрываются промывочный раствор и раствор для доработки (под раствором для доработки понимают регулирующий и восстанавливающий раствор), содержащие твердые мелко измельченные частицы твердого гомогенного раствора, содержащего следующее: воск; частичный сложный эфир глицерина или сорбитана с высокой насыщенной жирной кислотой (С12-С20), маслорастворимый и обладающий поверхностно-активными свойствами; сложный моноэфир полиэтиленгликоля с высокой насыщенной жирной кислотой (С12-С20), диспергируемый в воде и обладающий поверхностно-активными свойствами; сополимер этиленвинилацетата и жирный спирт.

В патенте США №3979304А раскрывается способ понижения проницаемости проницаемых подземных пластов, заключающийся в добавлении в буровой раствор частиц твердого гомогенного раствора, содержащего следующее: воск; частичный сложный эфир полигидроксильного соединения с высокой жирной кислотой (С12-С20), маслорастворимый и обладающий поверхностно-активными свойствами; водорастворимый поверхностно-активный агент, который может быть сложным моноэфиром полиэтиленгликоля с высокой жирной кислотой (С12-С20).

Международная публикация WO-A-9640835 раскрывает эмульсии «масло в воде», содержащие рассол, триглицерид жирной кислоты С7-С23, спирт, эмульгатор и сульфированное соединение.

Целью настоящего изобретения является создание бурового раствора на водной основе для бурения или обработки скважины, проходящей через пористый и проницаемый пласт, содержащего добавку, позволяющую уменьшить или предупредить повреждение породы-коллектора.

Эта цель достигается тем, что буровой раствор на водной основе, содержащий обычные ингредиенты, такие как восстановитель фильтрата, вещество для повышения вязкости, утяжелитель и не являющийся эмульсией «масло в воде», согласно изобретению дополнительно содержит менее 1 г/л композиции из одного или нескольких соединений, выбранных из группы частичных сложных эфиров многоатомных спиртов с жирными кислотами с С8-С10, при этом длина цепей кислотной и спиртовой частей выбрана таким образом, чтобы сложный эфир обладал достаточной дисперсностью в воде, совместимостью с другими ингредиентами, не образовывал эмульсии с нефтью пласта и в достаточной мере адсорбировался на пористой породе пласта.

В частичном сложном эфире молярное отношение числа свободных гидроксильных групп к числу гидроксильных групп, этерифицированных жирной кислотой, может составлять, по меньшей мере, 1:1, предпочтительно, по меньшей мере, 2:1 и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 3:1.

Указанная композиция может быть частичным эфиром жирной кислоты С8-С10 и многоатомного спирта со степенью полимеризации от 2 до 8.

Указанная композиция может быть сложным эфиром полиглицерина и жирной кислоты С8-С10.

Полиглицерин может иметь следующий состав: 24-30% глицерина, 28-34% диглицерина, 20-26% триглицерина, 9-15% тетраглицерина, 4-10% пентаглицерина или следующий состав: 27% глицерина, 31% диглицерина, 23% триглицерина, 12% тетраглицерина, 7% пентаглицерина.

Вышеописанный буровой раствор может быть применен для бурения или обработки скважины, проходящей через пористый и проницаемый пласт.

Вышеописанный буровой раствор содержит все добавки, необходимые для обеспечения функций буровых растворов, и достаточное количество одного или нескольких соединений, выбранных из группы частичных сложных эфиров многоатомных спиртов с жирными кислотами. Использование таких добавок в буровых растворах позволяет уменьшить или предупредить повреждение породы-коллектора во время бурения и/или обработки скважины (вплоть до и во время стадий добычи, называемых первичными) в нефтеносных пластах. Разумеется, природа этих добавок определяется с учетом особой природы буровых растворов на водной основе, содержащих другие добавки, с которыми добавка в соответствии с настоящим изобретением должна быть совместимой, то есть не должна отрицательно влиять на функции других добавок или ингредиентов бурового раствора.

Кроме того, эти сложные эфиры должны иметь температуру вспышки (измеренную методом по нормам Американского общества по испытанию материалов D92), по меньшей мере равную 100°С или предпочтительно по меньшей мере равную 150°С.

Что касается многоатомных спиртов, образующих частичные сложные эфиры, используемые в настоящем изобретении, то они включают в себя двухатомные спирты, трехатомные спирты, многоатомные спирты, а также смешанные полиалкоксиды и смеси многоатомных спиртов.

В частности, можно указать следующие:

глицерин: НОСН2-СНОН-СН2 OH;

диглицерин: НОСН2-СНОН-СН2-O-СН 2-СНОН-СН2OH;

полиглицерины: НОСН 2-СНОН-СН2-(ОСН2-СНОН-СН2 )n-ОСН2-СНОН-СН2OH, где n составляет от 1 до 8, предпочтительно от 1 до 4;

триметилолпропан: НОСН2СН2-CHCH2ОН-CH2 СН2ОН;

пентаэритритол: С(CH2OH) 4;

этиленгликоль: НОСН2СН2ОН;

полиэтиленгликоли: Н(ОСН2СН2)n ОН, где n составляет от 2 до 30, предпочтительно от 2 до 12;

пропиленгликоль: СН3-СНОН-СН2ОН;

полипропиленгликоли: Н(ОСН(СН3)СН2) nОН, где n составляет от 2 до 30, предпочтительно от 2 до 12;

смеси полиэтиленгликоль-полипропиленгликоль.

Как указано, жирные кислоты, образующие частичные сложные эфиры, используемые в настоящем изобретении, имеют длину цепи от С8 до С10. Эти цепи могут быть линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными, природного происхождения или синтетическими. Как правило, используют смеси жирных кислот, предпочтительно природного происхождения, в основном с цепями длиной, находящейся в указанных пределах.

Используемый в настоящем изобретении частичный сложный эфир может быть получен путем глицеролиза, прямой этерификации или путем переэтерификации из жира (или масла) и спирта. Можно использовать все растительные масла или животные жиры, если они имеют длину цепи, в основном составляющую от С8 до С10. Под жиром (или маслом) следует понимать как триглицериды, так и жирные кислоты и метиловые эфиры. Сюда входит также весь эквивалентный ряд рицинов. Состав добавок в соответствии с настоящим изобретением позволяет получить различные свойства, обеспечивающие ему максимальную эффективность, в частности, в том, что касается изменения смачиваемости породы.

Состав добавки имеет следующие характеристики, подробно рассматриваемые ниже:

хорошее диспергирование в воде бурового раствора, то есть достаточную растворимость в воде, даже если она и не является полной;

очень высокую совместимость с раствором на водной основе, то есть добавка не должна отрицательно влиять на свойства раствора, обеспечиваемые другими соединениями или добавками;

способность непосредственного проникновения в фильтрат, то есть она не должна задерживаться или блокироваться в фильтрационной корке, которая может образоваться в стенке скважины;

отсутствие образования эмульсии между водным фильтратом и нефтью породы-коллектора;

достаточную адсорбцию на породе.

В рамках настоящего изобретения под достаточным диспергированием понимают свойство частичного сложного эфира диспергироваться или, возможно, растворяться в воде; так, в растворе частичный сложный эфир присутствует в виде растворенного вещества или дисперсии (при этом в последнем случае частичный сложный эфир диспергируется сам по себе, а не в виде смеси с другими соединениями или добавками).

Путем наблюдений было установлено, что используемые в настоящем изобретении частичные сложные эфиры не влияют на свойства раствора, обеспечиваемые другими соединениями или добавками.

Было также установлено, что используемые в настоящем изобретении частичные сложные эфиры имеют свойство непосредственно проникать в фильтрат и адсорбироваться затем на породе пласта. Не вдаваясь в теорию, полагают, что эта адсорбция является причиной уменьшения и предупреждения повреждения пласта, достигаемого благодаря раствору в соответствии с настоящим изобретением и его применению для способа в соответствии с настоящим изобретением, что доказывается нижеследующими примерами.

Для сохранения этого свойства непосредственного проникновения в фильтрат раствор на водной основе не должен быть раствором типа эмульсии "масло в воде", капли которой могут закупорить поры фильтрационной корки.

По этой же причине частичный сложный эфир, присутствующий в фильтрате, не должен вызывать образования эмульсии между фильтратом и нефтью пласта. Это свойство легко определяется путем лабораторного испытания, описанного ниже, которое предпочтительно проводят с применением нефти пласта, характерной для данного региона.

Добавку в соответствии с настоящим изобретением можно применять в концентрированном виде (в этом случае ее можно добавлять в концентрации, например, примерно равной 1 г/л, как было указано выше) или растворять в масле-растворителе (в растительном масле или животном жире, как было указано выше, или в минеральном масле).

Настоящее изобретение будет более понятно из нижеследующего описания неограничительных примеров, иллюстрированных прилагаемыми чертежами, на которых изображено следующее:

фиг.1 - устройство для испытания на образце пористой породы;

фиг.2 - разрез устройства для визуального наблюдения за растеканием капли.

Используемый в нижеследующих примерах полиглицерин имеет следующий состав:

глицерин: примерно 27% (24-30%);

диглицерин: примерно 31% (28-34%);

триглицерин: примерно 23% (20-26%);

тетраглицерин: примерно 12% (9-15%);

пентаглицерин: примерно 7% (4-10%);

то есть характеризуется степенью полимеризации от 2 до 3, по сути примерно 2,4, и средним числом гидроксильных групп, примерно равным 4,4.

После этого он этерифицируется при стехиометрии молярных соотношений с жирной кислотой С8-С10 для достижения преимущественного распределения полиглицерина моно С8-С10, в дальнейшем называемого ПГ 8/10, с молярным отношением «свободные ОН/этерифицированные ОН», примерно равным 3,4:1. Под жирной кислотой С8-С10 следует понимать промышленную кислоту, в основном содержащую кислоты С8 или С10, которая, однако, может содержать в небольших количествах более тяжелые или более легкие кислоты, что зависит от природного происхождения или способа получения.

Испытания в пористой среде

Целью испытаний или опытов в пористой среде является моделирование проникновения фильтрата в породу пласта и изучение его влияния на степени насыщения породы на месте. Произведены два типа опытов:

(1) моделирование проникновения воссозданного фильтрата через породу;

(2) моделирование полной фильтрации водного бурового раствора через породу.

В обоих случаях наблюдается изменение насыщенности породы остаточной водой, а также маслопроницаемость в противоположном направлении в виде фильтрации («обратный поток»).

Устройство для испытания схематически показано на фиг.1.

Пористую среду 2 помещают в камеру 1 Хасслеровского типа. При помощи обжимного кожуха 3 на среду действуют контактным давлением в 2 МПа. Внутри пористой среды можно пропустить рассол, масло или воссозданный фильтрат. Расход нагнетаемого раствора регулируется при помощи плунжерного насоса 4 типа "Pharmacia". Датчик 5 разности давлений установлен на входе и на выходе камеры. Устройство соединено с компьютером 6, позволяющим производить расчет проницаемости породы по отношению к нагнетаемой жидкости.

Для испытаний (1) взяли керн 2 клашахского песчаника, а для испытаний (2) - керн вогезского песчаника. Он имеет следующие размеры: длина: 60 мм, сечение: 32,7 мм, объем поры Vp порядка 8,5 см3 , пористость порядка 17%.

Соблюдают следующий порядок операций:

(I) Моделирование проникновения воссозданного фильтрата через породу

Необходимо соблюдение трех следующих этапов

1) Воссоздание первоначальных условий

Пористая среда должна находиться в условиях, близких к условиям пласта. Поэтому сначала необходимо насыщать керн рассолом, затем маслом.

а) Насыщение породы рассолом: керн насыщают в вытяжном вакуум-эксикаторе, затем подвергают контактному давлению в 2 МПа и пропускают через него рассол (40 г/л NaCl, 5 г/л KCl) под давлением 10 см 3/час в течение 48 часов при давлении в порах 10 бар.

б) Измерение проницаемости по отношению к рассолу: через керн пропускают рассол при различных значениях расхода (Q: 300, 200, 100 см3/час) и замеряют разность давления (буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114 Р) между концами образца пористой среды. Наклон прямой Q=f(буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114 Р) позволяет рассчитать проницаемость породы по отношению к рассолу Kw (в миллидарси).

в) Измерение проницаемости по отношению к маслу: нагнетание масла SOLTROL 130® (рафинированное масло, выпускаемое компанией «Philips Chemical Co.», вязкостью 0,7 мПа·с при 80°С) при 10 см3 /час в течение 24 часов, затем постепенное увеличение расхода с 100 см3/час до 500 см3/час. Объем собранной воды позволяет рассчитать степень насыщения маслом (So) и водой (Sw).

После этого через керн пропускают масло при различных значениях расхода (300, 200, 100 см3/час) и замеряют разность давления буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114 Р. Наклон прямой Q=f(буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114 P) позволяет рассчитать проницаемость породы по отношению к маслу Ко (в миллидарси).

2) Фаза проникновения фильтрата

Нагнетают раствор, имитирующий фильтрат, при расходе 10 см 3/час (рассол; или рассол + добавка; или рассол + полимеры; или рассол + полимеры + добавка). Объем собранного масла позволяет рассчитать новые степени насыщения водой и маслом.

3) Фаза моделирования ввода в строй скважины

Ввод в строй скважины моделируют путем нагнетания масла при 10 см3/час в режиме "обратного потока" (то есть в направлении, обратном направлению нагнетания фильтрата). Объем собранной воды позволяет рассчитать новые степени насыщения водой и маслом Sw и So. После этого через керн пропускают масло при различных значениях расхода (300, 200, 100 см3/час) и замеряют разность давления буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114 Р. Наклон прямой Q=f(буровой раствор на водной основе для бурения или обработки скважины,   проходящей через пористый и проницаемый пласт, патент № 2277114 P) позволяет рассчитать проницаемость породы по отношению к маслу Ko1 (в миллидарси).

(II) Фильтрация раствора на водной основе через породу

1) Воссоздание первоначальных условий: как описано выше.

2) Динамическая фильтрация (600 с-1) при давлении (3,5 МПа) и температуре.

После насыщения керна в условиях пласта керн помещают в камеру динамической фильтрации. Пропускают буровой раствор на водной основе, и во время фильтрации образуются внешняя и внутренняя фильтрационные корки. Этот опыт близок к реальным условиям, так как через керн проходит реальный фильтрат бурового раствора на основе воды, а не простая имитация фильтрата.

3) Ввод в действие скважины.

После этого керн перемещают в камеру Хасслеровского типа и путем нагнетания масла в режиме «обратного потока» замеряют степени насыщения водой и маслом и обратную проницаемость по отношению к маслу.

Пример 1; Изменение степени насыщения (рассол и рассол плюс добавка)

Опыты состоят в нагнетании в пористую среду, предварительно насыщенную в присутствии воды и масла в условиях Swi ( насыщение первоначальной водой), рассола, в который добавляют добавку в соответствии с настоящим изобретением или не добавляют этой добавки (испытание типа (1)).

Результаты показаны в таблице 1.

Таблица 1
 Sw (%)Ко (мд) Первоначальные условия
Насыщение рассолом100  
Нагнетание масла18,1775
После нагнетания фильтрата (смачивание) 55,5 
После "обратного потока" маслом SOLTROL ®15,8850

где Sw - насыщение водой (процентное содержание воды в объеме поры);

Ко - маслопроницаемость керна, выраженная в миллидарси (в единицах СИ необходимо применять конверсию: 1 дарси=9,87·10-13 м2).

В присутствии в рассоле 0,1 г/л добавки ПГ8/10 получают результаты, представленные в таблице 2.

Таблица 2
 Sw (%)Ко (мд) Первоначальные условия
Насыщение рассолом100  
Нагнетание масла16630
После нагнетания фильтрата (смачивание) 36,7 
После "обратного потока" маслом SOLTROL ®0763

Эти фильтрационные испытания показывают, что добавление 0,1 г/л добавки ПГ8/10 позволяет вытеснить большую часть остаточной воды. Добавление добавки в рассол, нагнетаемый в пористую среду, позволяет, следовательно, изменить степень насыщения в направлении перемещения остаточной воды и, следовательно, в сторону большей степени насыщения маслом. Следует отметить, что наблюдается также увеличение маслопроницаемости после "обратного потока".

Пример 2: Изменение степени насыщения (рассол содержит также полимер)

Те же опыты проводят в присутствии полимера (полиакриламид РАМ) при 0,5 г/л для приближения к условиям с реальным составом фильтрата бурового раствора на водной основе. В присутствии только РАМ не происходит изменения насыщения остаточной водой. Зато уменьшается маслопроницаемость по причине адсорбции полимера на породе и закупоривания ее пор агрегатами полимера. Как видно из нижеследующего примера, при добавлении ПГ8/10 вытесняется большая часть остаточной воды. Заметим также, что снижение маслопроницаемости породы не столь значительно, как в присутствии только одного РАМ (см. таблицу 3).

Таблица 3
 Sw (%)Ко (мд) Первоначальные условия + 0,5 г/л РАМ
Насыщение рассолом 100 
Нагнетание масла17,5810
После нагнетания фильтрата (смачивание) 50,4 
После "обратного потока" маслом SOLTROL ®15693

В присутствии 0,1 г/л ПГ8/10 в рассоле получают результаты, представленные в таблице 4.

Таблица 4
 Sw (%)Ко (мд) Первоначальные условия + 0,5 г/л РАМ
Насыщение рассолом 100 
Нагнетание масла15738
После нагнетания фильтрата (смачивание) 40,6 
После "обратного потока" маслом SOLTROL ®1680

Следовательно, можно сделать вывод о том, что даже в присутствии полимеров добавка ПГ8/10 вытесняет большую часть остаточной воды и позволяет ограничить снижение маслопроницаемости.

Пример 3: Изменение степени насыщения (полный состав)

Для достижения более реальных условий осуществляют динамическую фильтрацию, затем имитируют вторичный ввод в действие скважины (испытание типа (2)). Состав бурового раствора на основе воды называется FLOPRO® и выпускается компанией "MI Drilling Fluids" (США).

Он содержит:

FLOVIS®: 6 г/л (ксантен повышает вязкость)
FLOTROL®:7 г/л (крахмал - восстановитель фильтрата)
HY-MOD PRIMA®: 28,5 г/л (глина-наполнитель)
NaCl 20 г/л
KCl 20 г/л
IDCARB 75® :360 г/л (карбонат)
рН=8 

Получают следующие результаты (см. таблицу 5).

Таблица 5
 Sw (%)Ко (мд) Первоначальные условия +FLOPRO®
Насыщение рассолом 100 
Нагнетание масла36,81047
После нагнетания фильтрата (смачивание) 73 
После "обратного потока" маслом SOLTROL ®53645

В присутствии 0,1 г/л ПГ8/10 в рассоле получают следующие результаты (см. таблицу 6).

Таблица 6
 Sw (%)Ко (мд) Первоначальные условия +FLOPRO®
Насыщение рассолом 100 
Нагнетание масла32,61283
После нагнетания фильтрата (смачивание) 57 
После "обратного потока" маслом SOLTROL® 28,6845

Испытания, проведенные с использованием полного состава, подтверждают хорошие результаты, полученные по степеням насыщения (получают степень насыщения остаточной водой после "обратного потока" маслом, примерно равную 29% в присутствии 1 г/л ПГ8/10, вместо 53% без добавки).

Пример 4: Растекание капли

В данном примере ставилась задача выявить влияние добавки на смачиваемость породы. Для этого наблюдают за растеканием капли масла по поверхности породы (клашахский песчаник), погруженной в соленый водный раствор, содержащий или не содержащий добавку в соответствии с настоящим изобретением.

Экспериментальное устройство (фиг.2) содержит кристаллизатор 10 с водным раствором 11 (40 г/л NaCl, 5 г/л KCl), держатель породы 12, круглый образец породы 13, каплю масла 14 (SOLTROL®), нанесенную при помощи шприца 15.

Операции осуществляют следующим образом: образец породы типа клашахского песчаника удерживают в подвешенном состоянии в соленом водном растворе, содержащем или не содержащем добавку. После выдерживания в погруженном состоянии примерно в течение 40 секунд на уровень поверхности породы при помощи иглы вводят каплю масла SOLTROL®, подкрашенную синим суданом. При этом наблюдают за формой капли в присутствии добавки в соответствии с настоящим изобретением в растворе или без нее.

В соленой воде без добавки наблюдается, что капля масла имеет круглую форму и не растекается (фиг.2). Следовательно, порода является в основном смачиваемой водой. При добавлении в рассол ПГ8/10, начиная с 0,3 г/л, наблюдают растекание масляной капли по породе и даже ее проникновение при 2 г/л активного вещества. Данные испытания, не показанные на фиг.2, подтверждают, что ПГ8/10 повышает смачиваемость породы маслом.

Значения поверхностного натяжения (рассол/воздух) и межфазного натяжения (рассол/SOLTROL®) измерялись при температуре 25°С. Используемый рассол содержит 40 г/л NaCl и 5 г/л KCl. Без добавки поверхностное натяжение рассол/воздух равно 72 мН/м. В присутствии 100 частиц/млн. добавки оно падает до 25 мН/м. Без добавки межфазное натяжение рассол/SOLTROL ® равно 38 мН/м. В присутствии 10 частиц/млн. добавки оно падает до 19 мН/м и достигает 14 мН/м при 15 частиц/млн. добавки. Результаты показывают, что ПГ8/10 имеет некоторую межфазную активность, так как может понижать поверхностное натяжение воды до 25 мН/м, межфазное натяжение рассол/SOLTROL® до 14 мН/м, причем при незначительной концентрации ПГ8/10, меньшей ККМ (критической концентрации мицеллообразования), примерно равной 100 частиц/млн.

Пример 5: Испытание на длинном керне

Эффективность настоящего изобретения становится очевидной при испытании, моделирующем повреждение пластов и проводящемся на образцах породы длиной 40 см. Подробное описание испытания можно найти в документе "Performance Evaluation and Formation Damage Potential of New Water Based Drilling Formulations", Argillier J.-F., Audibert A., Longeron D. SPE Drilling and Completion, 14, №4, 266-273, 1999. Использованная порода является клашахским песчаником, содержащим 94,7% кварца, 2,6% калийсодержащего полевого шпата, 0,5% хлорита, 0,7% иллита (в том числе слюды). Образец помещают в так называемые условия невосстанавливаемого насыщения водой (Swi) путем вакуумирования, насыщения рассолом, затем нагнетания масла SOLTROL 130® (примерно 10 объемов пор). После этого измеряют маслопроницаемость образца (Ко при Swi). Образец породы вводят в контакт с буровым раствором и/или раствором для обработки, циркулирующим на уровне передней стороны образца, при следующих условиях: повышение давления от 0,35 до 2 МПа на 0,5 МПа каждые 2 минуты, затем стабилизация давления на уровне 2 МПа, при котором раствор циркулирует с расходом 5 л/мин. Во время фильтрации на конце образца появляется масло, что соответствует полному проникновению фильтрата раствора в керн. Испытание прекращают при перетекании фильтрата, то есть при появлении первой капли фильтрата на конце керна.

Используемый в данном случае буровой раствор выпускается компанией "MI Drilling Fluids" (США) и содержит 6 г/л FLOVIS® (ксантен), 7 г/л FLOTROL® (крахмал), 20 г/л NaCl, 20 г/л KCl, 360 г/л карбоната кальция (Испытание 1) или с добавлением 0,1 г/л ПГ8/10 (Испытание 2).

Сравнительные результаты двух испытаний приведены в таблице 7.

Таблица 7
 Испытание 1 Испытание 2
Пористость, Ф (%) 16,316,1
Газопроницаемость, kg (мд) 685546
Водопроницаемость, kw (мд)533416
Маслопроницаемость при Swi, koi (мд) 452281
Маслопроницаемость после "обратного потока", koi (мд) 176206
% RP обратной проницаемости39 73
Sw после "обратного потока" (%)27,829,5

Наблюдается значительное изменение обратной проницаемости (после "обратного потока") при добавлении в буровой раствор ПГ8/10, причем уже на первых сантиметрах керна. Это значит, что во время "обратного потока" пористая среда снова насыщается маслом гораздо легче в случае раствора с добавкой. Следовательно, увлекаемая с фильтратом добавка преимущественно блокирует центры адсорбции, ограничивая таким образом явления адсорбции/удерживания полимеров, содержащихся в буровом растворе и, следовательно, увлекаемых вместе с фильтратом внутрь пористой среды. Это позволяет ограничить блокирование или сужение пор полимерами и повысить таким образом маслопроницаемость.

Пример 6: Прохождение добавки через фильтрационную корку

После добавления добавки в буровой раствор или раствор для обработки необходимо, чтобы она могла проникнуть в проницаемую породу пласта. В случае бурового раствора необходимо, чтобы молекула могла пройти через фильтрационную корку в фильтрат. Поэтому наблюдали прохождение молекулы через фильтрационную корку. Испытания проводились на растворах GREEN BOND (70 г/л GREEN BOND® - бентонит, выпускаемый компанией SBF; 1 г/л РАС LV - анионный полимер целлюлозы с низкой вязкостью; 1 г/л NaCl) и FLOPRO (см. пример 3).

На первом этапе растворы центрифугируют с ПГ8/10 и без него, чтобы узнать адсорбцию ПГ8/10 и полимеров на глине. С другой стороны, растворы фильтруют в течение 30 минут под давлением 0,7 МПа и при температуре окружающей среды. Все полученные растворы анализируются в центре технических исследований для установления материального баланса углерода в частицах/млн. Чтобы определить соотношение в частицах/млн. молекулы и углерода, была построена кривая, соответствующая проверке ПГ8/10 по эталону.

Для раствора GREEN BOND результаты показывают, что 35% ПГ8/10 адсорбируются на глине, а 84% из остальных 65% проходят через фильтрационную корку.

Для раствора FLOPRO материальный баланс является более сложным по причине присутствия полимеров, влияющих на значение углерода, измеренное в фильтрате. С учетом этого с присутствием ПГ8/10 наблюдают значительное увеличение углерода в фильтрате, причиной которого является наличие в фильтрате ПГ8/10.

Эти испытания показывают, что часть молекул ПГ8/10 проходит через фильтрационную корку и, следовательно, участвует в изменении степени насыщения в нефтеносном пласте.

Пример 7: Совместимость компонентов бурового раствора

Проверяют совместимость продукта с различными компонентами бурового раствора. Для этого были рассмотрены свойства содержащего добавку бурового раствора с точки зрения реологии и фильтрации.

Результаты этого исследования на растворах GREEN BOND и FLOPRO с добавкой ПГ8/10 и без нее, до старения (Д-С) и после старения (П-С) приведены в таблице 8.

Таблица 8
 Д-С П-СД-С П-С
Без ПГ8/10 С ПГ8/10Без ПГ8/10 С ПГ8/10Без ПГ8/10 С ПГ8/10Без ПГ8/10 С ПГ8/10
Раствор GREEN BONDРаствор FLOPRO
Исследование вязкости VA3638 33349 71615
VP16 131415 6612 11
YV40 4238 3862 88
Гель 0/10 24/2621/27 22/2420/245/10 -/-12/6 5/-
Фильтрация Фильтров. объем 30 мин8 мл 8 мл7 мл7 мл 14 мл14 мл 14 мл14 мл
VA: кажущаяся вязкость в сантипуазах

VP: пластическая вязкость в сантипуазах (1 сантипуаз=0,001 Па·с)

YV: поверхностная плотность в фунтах/1000 квадратных футов

Добавление 1 г/л ПГ8/10 существенно не меняет фильтрационных и реологических свойств испытываемых буровых растворов, что показывает, что такая добавка, как она определена в настоящем изобретении, совместима с обычными компонентами буровых растворов и растворов для обработки.

Пример 8: Бутылочный тест

Для того чтобы избежать дополнительного повреждения стенки пласта, необходимо оценить риск образования эмульсии на месте между жидкостями пласта (рассол и нефть) и фильтратом бурового раствора.

Поэтому, среди прочих условий, для системы необходимо соблюдать совместимость фильтрата бурового раствора на водной основе с жидкостями пласта.

Пропорцию каждой фазы изменяют, чтобы определить образование эмульсии на основе диаграммы состояния трехкомпонентной системы. Образование и устойчивость эмульсии характеризуются "бутылочными" тестами, описанными ниже.

Осуществляют контакт между рассолом (NaCl, 20 г/л), органической фазой, состоящей из нефти пласта, являющимися двумя ингредиентами жидкостей пласта, и фильтратом бурового раствора, содержащего добавку в соответствии с настоящим изобретением.

Фильтрат воссоздается из воды, солей и полимеров (0,5 г/л ксантена, 0,5 г/л крахмала). Готовят смесь А, состоящую из 80 мл нефти пласта и 20 мл водной фазы, и смесь В, состоящую из 60 мл нефти пласта и 40 мл водной фазы. Водная фаза состоит из рассола (жидкость пласта) и фильтрата бурового раствора, содержащего 1 г/л добавки, в пропорциях 25/75, 50/50, 75/25 по объему. Взбалтывание производится при помощи якоря магнитной мешалки в случае использования реального масла (среднее взбалтывание при одновременном покапельном введении водной фазы с последующим взбалтыванием на максимальной скорости в течение 15 минут) или при помощи смесителя Гамильтона для смоделированного масла (взбалтывание на малой скорости при покапельном введении водной фазы с последующим этапом взбалтывания на той же скорости в течение 15 минут). Эмульсию выливают во флакон-отстойник и наблюдают за ее разрушением, если таковая имеет место.

Ниже приводятся результаты, полученные для каждой из следующих добавок, используемых в г/л:

1. Полиглицерин моноолеат (С18)

2. Полиглицерин мономиристат (С14)

3. Полиглицерин монолаурат (С12)

4. Полиглицерин моно С8-С10

5. Полиглицерин моногексаноат (С6)

Используемая нефть пласта является реальной нефтью, имеющей следующие свойства:

Объемная масса (20°С): 850 кг/м3

Вязкость (20°С): 8,3 сП

Состав (метод SARA):

Насыщенные: 56%

Ароматические: 38%

Смолы: 6%

Асфальтены: 0,26%

Несколько опытов было произведено на смоделированном масле SOLTROL 130® , которое, в отличие от реальной нефти, не содержит природных поверхностно-активных веществ.

Риск образования эмульсии показан на примере таблицы 9 (наблюдения после 16 часов, за исключением особых случаев).

Таблица 9
Система% фильтрата в водной фазе Смесь А (80/20) Вид эмульсииСмесь В (60/40) Вид эмульсии
Без добавки 0Эмульсия "вода в масле" (20 об.%)Грубая эмульсия "вода в масле" (40 об.%)
Без добавки 25Эмульсия "вода в масле" (20 об.%)Гомогенная эмульсия "вода в масле"
Без добавки50 Гомогенная эмульсия "вода в масле" Грубая эмульсия "вода в масле" (40 об.%)
Без добавки 75Гомогенная эмульсия "вода в масле" Грубая эмульсия "вода в масле" (40 об.%)
125 Отделение фазы (17% воды) Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
150Отделение фазы (17% воды)Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
175 Отделение фазы (17% воды) Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
225Отделение фазы (17% воды)Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
250 Отделение фазы (17% воды) Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
275Отделение фазы (17% воды)Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
325 Отделение фазы (17% воды) Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
350Отделение фазы (17% воды)Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
375 Отделение фазы (17% воды) Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
4256% грубая эмульсия + водаОтделение фазы (13% воды за 30 минут)
450 8% грубая эмульсия + водаОтделение фазы (13% воды за 30 минут)
4 7510% грубая эмульсия + вода Отделение фазы (13% воды за 30 минут)
52517% грубая эмульсия + водаГрубая эмульсия (17 об.% за 1 час)
550 17% грубая эмульсия + водаОтделение фазы (13% воды за 1 час)
5 7517% грубая эмульсия + вода Отделение фазы (13% воды за 1 час)

Во всех случаях присутствие добавки в фильтрате приводит к разрушению эмульсии. Чем длиннее жирная цепь, тем эффективнее разрушение.

Результаты дополнительных испытаний, проведенных с применением смоделированного масла SOLTROL 130®, приведены в таблице 10.

Таблица 10
Система% фильтрата в водной фазе Смесь В (60/40)
Без добавки 0Полное разделение
Без добавки50 Полное разделение: мутные водная фаза и органическая фаза
150 Полное разделение: мутные водная фаза и органическая фаза
250 Полное разделение: мутные водная фаза и органическая фаза
350 Полное разделение: мутные водная фаза и органическая фаза
450 Полное разделение: мутные водная фаза и органическая фаза
550 Полное разделение: мутные водная фаза и органическая фаза

Эти результаты подтверждают предыдущие: добавка не способствует образованию эмульсии между маслом и водной фазой.

Было также отмечено, что без взбалтывания добавки, соответствующие самым длинным кислотным цепям, стремятся образовать легкий белый осадок, что указывает на то, что приближается предел растворимости. Такое явление может привести к взаимодействию с другими ингредиентами бурового раствора.

Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2277114

patent-2277114.pdf

Класс C09K8/04 водные составы для бурения скважин

способ получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе -  патент 2491411 (27.08.2013)
высокотемпературное гелирующее средство для модификации вязкости низко- и высокоплотных рассолов -  патент 2453576 (20.06.2012)
способы и композиции для обработки подземных участков -  патент 2361897 (20.07.2009)
вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах -  патент 2356929 (27.05.2009)
способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации -  патент 2351627 (10.04.2009)
цвиттерионные полимеры, содержащие звенья типа бетаина, и применение цвиттерионных полимеров в промывочной жидкости -  патент 2333225 (10.09.2008)
реагент для обработки буровых растворов и способ его получения -  патент 2321611 (10.04.2008)
стабильная водомасляная эмульсия -  патент 2313567 (27.12.2007)
способ повышения вязкости и стабильности водомасляных эмульсий -  патент 2313566 (27.12.2007)
состав для приготовления гидрофобной эмульсии и гидрофобная эмульсия -  патент 2296791 (10.04.2007)

Класс E21B43/22 с применением химикалий или бактерий

способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах -  патент 2528805 (20.09.2014)
водные пенообразующие композиции с совместимостью с углеводородами -  патент 2528801 (20.09.2014)
способ снижения вязкости углеводородов -  патент 2528344 (10.09.2014)
применение алк (ен) ил олигогликозидов в процессах с повышенным извлечением нефти -  патент 2528326 (10.09.2014)
усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта -  патент 2528186 (10.09.2014)
способ разработки нефтяной залежи -  патент 2528183 (10.09.2014)
способ освоения нефтяных и газовых скважин -  патент 2527419 (27.08.2014)
жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения -  патент 2527102 (27.08.2014)
состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта -  патент 2526943 (27.08.2014)
способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин -  патент 2525413 (10.08.2014)
Наверх