буровой раствор

Формула изобретения

Буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, карбонат кальция и воду, отличающийся тем, что он в качестве карбоната кальция содержит размолотый в присутствии триэтаноламина известняк - модифицированный триэтаноламином карбонат кальция при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина - 5 - 15

Реагент-стабилизатор - 0,5 - 1,5

Модифицированный триэтаноламином карбонат кальция - 15 - 50

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к горной промышленности, в частности, к составам буровых растворов для бурения и качественного вскрытия продуктивных пластов при закачивании нефтяных и газовых скважин, в том числе горизонтальных.

Одним из требований, предъявляемых к буровым растворам для вскрытия продуктивных пластов, является кислоторастворимость его твердой фазы. Поэтому для указанной цели широко применяются растворы с карбонатной твердой фазой (мел, молотый известняк, доломит, сидерит и др.), которая растворяется после кислотной обработки продуктивного пласта, что обуславливает восстановление первоначальной проницаемости коллектора.

Например, в а.с. СССР N 1321740 кл. C 09 K 7/02 защищен состав безглинистого бурового раствора, содержащего КМЦ, крахмал, карбонат кальция (мел) и воду. Поскольку фильтрационная корка данного раствора состоит из грубодисперсных частиц мела, то ее проницаемость будет высокой. Поэтому при вскрытии продуктивного пласта в него будет поступать большое количество фильтрата, что вызывает ухудшение фазовой проницаемости для нефти и тем самым производительности скважины.

Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является состав бурового раствора в статье Липкеса М.И., Межлумова А.О. и др. Карбонатный утяжелитель для вскрытия продуктивных пластов и капитального ремонта скважин (НТЖ, серия "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", N 5 - 6, 1996 , 34 - 41 с.). Раствор содержит глину, реагент-стабилизатор, карбонат кальция и воду. Образцы карбонатного утяжелителя были получены с четырех разных заводов, но практически имели одинаковую степень дисперсности и другие характеристики: плотность 2,74 - 2,77 г/см³, растворимость в 15%-ной соляной кислоте 93 - 97,5%. В качестве реагента-стабилизатора раствора использовали КМЦ в массовых долях 0,25 - 0,3% или гипан в массовых долях 0,2 - 0,3%.

Основные недостатки указанного раствора: 1) сравнительно низкие значения коэффициента восстановления проницаемости после прокачки данного раствора через керн; 2) ухудшение качества раствора в результате биологической деструкции полимерных реагентов-стабилизаторов.

Решаемая задача заявляемого изобретения - улучшение качества вскрытия продуктивного пласта путем увеличения коэффициента восстановления его первоначальной проницаемости при одновременном сохранении у раствора высокой биологической и седиментационной стабильности.

Поставленная задача решается тем, что буровой раствор, содержащий глину, реагент-стабилизатор, карбонат кальция и воду, отличается тем, что он в качестве карбоната кальция содержит размолотый в присутствии триэтаноламина известняк - модифицированный триэтаноламином карбонат кальция при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина - 5 - 15

Реагент-стабилизатор - 0,5 - 1,5

Модифицированный триэтаноламином карбонат кальция - 15 - 50

Вода - Остальное

Сопоставительный анализ с аналогами и прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав бурового раствора отвечает критерию "существенные отличия", поскольку модифицированный триэтаноламином карбонат кальция придает раствору новые неожиданные свойства: повышается биологическая и седиментационная стабильность раствора, улучшается восстановление первоначальной проницаемости керна.

Модифицированный триэтаноламином карбонат кальция выпускается по ТУ 5743-034-00204872-97 в г. Стерлитамаке (АО "Сода"). Известная область его применения - в сельском хозяйстве для раскисления почв.

Конкретные примеры применения заявляемого состава:

Пример 1. В 795 г пресной воды затворяют 50 г глины, перемешивают до получения однородной глинистой суспензии. Ее обрабатывают реагентом-стабилизатором (например, КМЦ) в количестве 5 г, перемешивают и вводят модифицированный карбонат кальция в количестве 150 г. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.

Пример 2. В 500 г пресной воды затворяют 100 г глины, перемешивают до получения однородной глинистой суспензии. Ее обрабатывают реагентом-стабилизатором (например, КМЦ) в количестве 10 г, перемешивают и вводят модифицированный карбонат кальция в количестве 300 г. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.

Пример 3. В 335 г пресной воды затворяют 150 г глины, перемешивают до получения однородной глинистой суспензии. Ее обрабатывают реагентом-стабилизатором (например, КМЦ) в количестве 15 г, перемешивают и вводят карбонат кальция в количестве 500 г. После перемешивания в течение 30 мин раствор считается готовым.

В табл. 1 приведены компонентные составы заявляемого раствора (составы 1 - 3) и раствора, принятого за прототип предлагаемого изобретения.

В лабораторных условиях исследованы приведенные в табл. 1 составы. Результаты этих исследований приведены в табл. 2, причем технологические параметры указанных составов замерялись непосредственно после приготовления раствора и через 30 суток выдержки их в покое.

Оценка технологических свойств производилась по известным методикам на стандартных приборах (Булатова А.И. и др. Справочник по промывке скважин// М., Недра, 1984).

Как следует из данных табл. 2, заявляемый раствор отличается высокой стабильностью технологических свойств во времени: через 30 суток выдержки они практически не изменились. В то же время у раствора-прототипа через указанный период выдержки технологические параметры резко ухудшились: понизились вязкостные и структурно-механические свойства, повысился показатель фильтрации и ухудшилась седиментационная стабильность раствора (она оценивается по разности плотностей верхней и нижней частей пробы раствора).

Причиной такого ухудшения явилась биологическая деструкция реагента-стабилизатора (КМЦ). Модификация карбоната кальция триэтаноламином придает раствору бактерицидные свойства, что оценивалось количеством микроорганизмов в пробах исследуемых растворов через сутки после их приготовления и после 30-суточной выдержки в комнатных условиях.

В табл. 3 приведены данные по результатам указанных исследований. Как следует из их анализа, количество микроорганизмов в растворах через 24 часа после приготовления примерно одинаково, но после 30-суточной инкубации в заявляемом растворе (составы 1 - 3) количество микроорганизмов изменилось незначительно, а в растворе-прототипе (состав 4) их количество выросло катастрофически (на несколько порядков). Это обстоятельство явилось причиной ухудшения качества раствора: резко повысился показатель фильтрации, раствор стал седиментационно нестабильным.

На установке УИПК-1М проведены исследования по изучению влияния заявляемого раствора и раствора-прототипа на коэффициент восстановления первоначальной проницаемости естественных кернов Арланского месторождения Башкирии. Опыты проводились в соответствии с "Методическими указаниями по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами", М., ВНИИГНИ, 1978 г. После необходимой подготовки кернов (обтачивание, экстрагирование, высушивание до постоянного веса) на их боковых поверхностях выпиливались канавки, в которые выкладывали тонкий многожильный провод с двумя электродами. Канавки с проводом заливали клеем "Момент". Такое усовершенствование позволяет замерять удельное электрическое сопротивление (УЭС) керна после создания в нем определенной водонефтенасыщенности и после прокачки через него исследуемого раствора. Коэффициент восстановления проницаемости рассчитывался из следующего состава:



где K₁ - первоначальная проницаемость керна, мкм²;

K₂ - конечная проницаемость керна после прокачки через него исследуемого раствора, мкм².

В табл. 4 приведены результаты проведенных экспериментов. Как следует из этих данных, после прокачки через керн заявляемого раствора (составы 1 - 3) наступила инверсия смачиваемости пористой среды керна с гидрофильной на гидрофобную, что обусловило резкое увеличение значения УЭС (с 0,84 - 0,92 Омм до 11,2 - 13,6 Омм). В этом случае улучшается фазовая проницаемость для нефти, что нашло отражение в высоких значениях после прокачки в обратном направлении керосина модели нефти. При прокачки же через керн раствора-прототипа (состав 4) инверсии смачиваемости керна не происходит, поэтому значение УЭС увеличивается очень незначительно и коэффициент восстановления проницаемости в этом случае сравнительно низкий (64%).