буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов

Формула изобретения

1. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов, содержащий глину, реагент-стабилизатор, полигликоль, ингибирующую добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей добавки содержит калий-полиакрилатный реагент КОЛПАН и дополнительно смазочную добавку Сонбур-1101 - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и оксалем, и поверхностно-активное вещество ПАВ марки ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина 2,0-5,0

Полигликоль 1,0-3,0

Реагент-стабилизатор 0,5-1,0

Смазочная добавка Сонбур-1101 0,5-1,0

ПАВ марки ПКД-515 0,5-1,0

Калий-полиакрилатный реагент КОЛПАН 3,0-5,0

Вода Остальное

2. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит кислоторастворимый карбонатный утяжелитель при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина 2,0-5,0

Полигликоль 1,0-3,0

Реагент-стабилизатор 0,5-1,0

Смазочная добавка Сонбур-1101 0,5-1,0

ПАВ марки ПКД-515 0,5-1,0

Калий-полиакрилатный реагент КОЛПАН 3,0-5,0

Карбонатный утяжелитель 45,0-50,0

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения и заканчивания скважин.

Как известно, для бурения в обваливающихся глиносодержащих породах (глины, аргиллиты, алевролиты) применяют буровые растворы, обладающие повышенными ингибирующими и крепящими свойствами. Для достижения указанной цели примененяют буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, КМЦ, жидкое стекло, флотореагент Т-66 редиентов (а.с. №93369, МПК С 09 К 7/02). Реагент Т-66 вводят в раствор для повышения его удельного электрического сопротивления.

Известен буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, полигликоль, реагент-стабилизатор, хлористый калий, жидкое стекло и воду при следующем соотношении ингредиентов (патент РФ №2132351, МПК С 09 К 7/02, 1999 г.).

Недостатками указанных силикатно-глинистых растворов являются:

1) сравнительно невысокие ингибирующие свойства, оцениваемые показателем скорости увлажнения глинистого материала (П₀);

2) неэффективность применения силикатных растворов для вскрытия продуктивных пластов, выражающаяся в низких значениях коэффициента восстановления первоначальной проницаемости () при их фильтрации через керны;

3) у фильтрата данных растворов отсутствует способность гидрофобизировать пористую среду коллектора.

Известен буровой раствор, содержащий глину, полигликоль, реагент-стабилизатор, хлористый калий, смазочную добавку ДСБ-4ТТ и воду, при следующем соотношении ингредиентов (патент РФ №2174996, МПК С 09 К 7/02, 2000 г.). Данный раствор перспективен для вскрытия продуктивных пластов, поскольку обладает гидрофобизирующей способностью, но у него недостаточно высокие ингибирующие свойства и низкие значения удельного электрического сопротивления из-за наличия в составе соли КСl.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является буровой раствор для бурения в обваливающихся породах, содержащий глину, полигликоль, реагент-стабилизатор, жидкое калиевое стекло (K₂SiO₃), хлористый калий и воду (патент РФ №2163248, МКИ С 09 К 7/02, 1998).

Недостатками указанного раствора являются: 1) низкая эффективность применения данного раствора для вскрытия продуктивных пластов; 2) высокие значения показателя фильтрации в динамических условиях; 3) низкие значения удельного электрического сопротивления, затрудняющие получение качественных данных электрокаротажа; 4) недостаточная гидрофобизирующая способность фильтрата данного раствора.

В основу предлагаемого изобретения положена задача разработать буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов, обладающий повышенными ингибирующими свойствами, низкими значениями показателя фильтрации в динамических условиях и высокими гидрофобизирующими свойствамии фильтрата раствора.

Поставленная задача решена тем, что буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов, содержащий глину, реагент-стабилизатор, полигликоль, ингибирующую добавку и воду, согласно изобретению в качестве ингибирующей добавки содержит калий-полиакрилатный реагент КОЛПАН, дополнительно смазочную добавку Сонбур-1101 - продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и оксалем, и поверхностно-активное вещество ПАВ марки 515, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Глина 2,0-5,0

Полигликоль 1,0-3,0

Реагент-стабилизатор 0,5-1,0

Смазочная добавка Сонбур-1101 0,5-1,0

ПАВ марки ПКД-515 0,5-1,0

Калий-полиакрилатный реагент КОЛПАН 3,0-5,0

Вода Остальное

Причем для регулирования плотности буровой раствор может содержать кислоторастворимый карбонатный утяжелитель, выпускаемый в ОАО “Сода” г.Стерлитамак, Башкортостан по ТУ 5743-034-00204872-97, в количестве 45,0-50,0%.

В качестве реагента-стабилизатора в заявляемом растворе применяется полисахаридный полимер - крахмал марки ФИТО-РК, выпускаемый по ТУ 2483-002-41668452-97. Его преимуществами является низкая стоимость, подверженность кислотной и биологической деструкции. Также в качестве реагента-стабилизатора можно использовать КМЦ, ПАЦ, ОЭЦ и др.

Полигликоль под технической маркой “Гликойл” представляет собой смесь многоатомных спиртов-гликолей и выпускается в ОАО “Нижнекамскнефтехим” по ТУ 38.31214-88. Известная область применения полигликоля: в качестве компонента котельного топлива и в производстве незамерзающей охлаждающей жидкости.

Смазочный реагент Сонбур-1101 представляет собой продукт конденсации моноэтаноламина и сырых талловых масел в смеси с керосином, моноэтаноламином и оксалем. Выпускается опытным заводом Института проблем нефтехимпереработки (г.Уфа) по ТУ 2415-003-00151816-98. Известная область применения: в качестве смазочной добавки к буровым растворам на водной основе.

ПАВ комплексного действия марки ПКД-515 выпускается опытным химическим заводом г.Уруссы (Татарстан) по ТУ 39-05765670-ОП-211-95. Известная область применения: снижение межфазного поверхностного натяжения различных технологических жидкостей (фильтрата бурового раствора, перфорационная жидкость и др.).

Калий-полиакрилатный реагент под технической маркой “КОЛПАН” выпускается Ишимбайским нефтеперерабатывающим заводом по ТУ 2272-001-52549451-2002. Получают гидролизом полиакрилонитрила (ПАН) гидроокисью калия (КОН), причем на завершающей стадии процесса гидролиза в реагент вводят хлористый калий (КСl) в массовых долях 10%. Готовый реагент представляет собой гомогенную вязкую жидкость 10%-ной концентрации полиакрилонитрила. Температура замерзания ниже -5°С.

Сопоставительный анализ заявляемого изобретения с прототипом позволяет сделать вывод, что данное техническое решение отвечает критерию “новизна”, т.к. буровой раствор содержит новый компонент - калий-полиакрилатный реагент КОЛПАН, смазочную добавку Сонбур-1101, ПАВ марки ПКД-515 и при необходимости кислоторастворимый карбонатный утяжелитель.

Кроме того, заявляемое изобретение отвечает критерию “изобретательский уровень”, поскольку предлагаемый буровой раствор обладает неожиданным эффектом - повышенной термостойкостью, выражающейся в низком показателе фильтрации при повышенных температурах.

Пример приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях

В 885 г пресной технической воды затворяют 30 г глины (бентонита) и перемешивают в течение 1 часа. В глинистую суспензию вводят последовательно калий-полиакрилатный реагент в количестве 40 г, реагент-стабилизатор (крахмал ФИТО-РК) в количестве 10 г, полигликоль (Гликойл) в количестве 20 г, ПАВ марки ПКД-515 в количестве 5 г и смазочный реагент Сонбур-1101 в количестве 10 г. После ввода каждого компонента производят перемешивание раствора в течение 15-20 мин и раствор считается готовым.

В лабораторных условиях проведены сравнительные исследования с заявляемым раствором и с раствором, принятым за прототип предлагаемого изобретения (патент РФ №2163248).

В табл. 1 приведены сведения о компонентных составах исследованных растворов, а в табл. 2 - результаты исследований технологических свойств данных растворов.

Оценка основных технологических параметров производилась с помощью стандартных приборов и методик (см., например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979 г.).

Показатель фильтрации в статических условиях (ПФ_ст ) замеряли на стандартном приборе ВМ-6, а показатель фильтрации в динамических условиях (ПФ_дин) замеряли на приборе “НРНТ Filter Press” американской фирмы “Fann Instrument Со.” при перепаде давления 3,5 МПа и температуре 110°С.

Смазочные свойства, оцениваемые коэффициентом трения (К_тр ), замеряли на приборе “Lubricity Tester” американской фирмы “Fann Instrument Co.” при взаимодействии под определенной нагрузкой металлической партии “вращающееся кольцо - неподвижная призма” в среде исследуемого раствора. Чем меньше значения коэффициента трения, тем лучше смазочные свойства раствора.

Противоприхватные свойства фильтрационной корки исследованных растворов оценивались показателем ее липкости () на приборе ВНИИБТ. Данный параметр измеряется величиной угла наклона (в делениях) столика с фильтрационной коркой, при котором происходит соскальзывание с корки металлического цилиндра, имитирующего бурильную трубу. Чем меньше угол наклона, при котором происходит соскальзывание цилиндра, тем лучше противоприхватные свойства раствора.

Ингибирующая способность раствора оценивалась показателем скорости увлажнения бентонита (П₀), определяемого в соответствии с РД 39-2-813-82, Краснодар, ВНИИКрнефть, 1985 г. Чем меньше значения П₀, тем выше ингибирующие свойства раствора.

Удельное электрическое сопротивление ( ₀) определяли с помощью прибора “Resistivity Meter” американской фирмы “Fann Instrument Co.”.

Как следует из данных табл. 2, заявляемый раствор (растворы 1-3) обладает рядом технологических преимуществ по сравнению с раствором-прототипом (растворы 4-6): у него более высокие смазочные и противоприхватные свойства, более высокая ингибирующая способность и значительно более высокая термостойкость, выражающаяся в низких значениях показателя фильтрации, замеренного в динамических условиях (при перепаде давления 3,5 МПа и температуре 110°С).

Перечисленные положительные качества заявляемого раствора будут способствовать высокой эффективности его применения для бурения скважин в условиях наличия в разрезе обвалоопасных глиносодержащих пород и высоких забойных температур. Кроме того, оптимальные значения удельного электрического сопротивления (2,8-3,9 Ом·м) заявляемого раствора обусловят качественное проведение электрокаротажа.

С целью оценки перспективности использования заявляемого раствора для вскрытия продуктивных пластов проведены исследования влияния данного раствора и раствора, принятого за прототип, на коэффициент восстановления естественных кернов Кирско-Коттынского месторождения Западной Сибири. Коллекторы указанного месторождения имеют низкую проницаемость (от 0,003 до 0,02 мкм²) и высокую глинистость (12-14%).

Образцы керна отбирались правильной формы с близкими значениями пористости и проницаемости. Их помещали в аппарат Сокслетта и экстрагировали спиртобензольной смесью от углеводородов, а затем отмывали дистиллированной водой и подвергали сушке при температуре 105°С до постоянного веса. На боковой поверхности образца выпиливали канавку, в которую укладывали тонкий многожильный провод (марки МГТФ по ТУ 16-505. 185-71) с двумя электродами. Затем канавку с проводом заливали клеем “Момент”.

У образцов предварительно определяли начальную пористость по воздуху (К _пор) согласно стандартной методики (см. “Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрофизическими методами”, М.: ВНИИГНИ, 1978 г.). Затем образец помещали в кернодержатель, создавали гидрообжим и фильтровали через керн пластовую сеноманскую воду (8-10 поровых объемов) до установления постоянного расхода. Затем в обратном направлении прокачивали керосин также до установления постоянного расхода, создавая в керне определенную водонефтенасыщенность. После этого рассчитывали первоначальное значение коэффициента проницаемости (K_пр.1) и фиксировали величину удельного электрического сопротивления керна (УЭС₁). Далее через керн прокачивали исследуемый раствор в первоначальном направлении, имитируя первичное вскрытие продуктивного пласта, и прокачивали керосин в обратном направлении, имитируя процесс освоения скважины. Тот и другой процесс продолжался до установления постоянного расхода и установления постоянных значений УЭС₂. Далее рассчитывали коэффициент восстановления первоначальной проницаемости ()

В табл. 3 приведены данные о результатах проведенных экспериментов.

Как следует из анализа данных табл. 3, заявляемый раствор (растворы 1-3) обуславливает получение высоких значений коэффициента восстановления первоначальной проницаемости (=94-98%) в результате наличия у его фильтрата высокой поверхностной активности (низкие значения ) и гидрофобизирующей способности, вызывающей инверсию смачиваемости пористой среды образца керна с гидрофильной на гидрофобную, что видно из высоких значений УЭС₂ (после прокачки раствора через керн).

Фильтрат раствора-прототипа (растворы 4-6) не обладает поверхностной активностью и гидрофобизирующей способностью и поэтому коэффициент восстановления первоначальной проницаемости в данном случае имеет низкие значения =52-60%).

Таким образом, заявляемый раствор можно использовать как для бурения в обвалоопасных глиносодержащих породах, так и для качественного вскрытия продуктивных пластов, так как он обладает следующими технико-экономическими преимуществами по сравнению с раствором-прототипом:

- обладает высокими ингибирующими свойствами, что предупредит набухание глинистых минералов стенки скважины и коллектора;

- обладает низким показателем фильтрации в динамических условиях, что позволит предотвратить увеличение водонасыщенности призабойной зоны при вскрытии продуктивного пласта;

- фильтрат раствора имеет низкое межфазное поверхностное натяжение, что предотвратит образование стойких эмульсий в призабойной зоне пласта;

- фильтрат раствора обладает гидрофобизирующей способностью, что вызовет инверсию смачиваемости пористой среды коллектора с гидрофильной на гидрофобную и улучшит тем самым фазовую проницаемость для нефти;

- раствор может быть утяжелен до заданной плотности без потери отмеченных выше положительных свойств.