буровой раствор

Формула изобретения

Буровой раствор, содержащий эфир целлюлозы, комплексный структурообразователь и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве эфира целлюлозы оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в качестве комплексного структурообразователя - нефтепродукт, поверхностно-активное вещество (ПАВ) алкилсульфонатного ряда, порошкообразный высокодисперсный наполнитель и дополнительно воздух или азот при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

ОЭЦ или КМЦ 0,2 – 0,3

Нефтепродукт 5 – 30

Указанное ПАВ 0,02 – 0,05

Указанный наполнитель 0,9 – 1

Вода Остальное

Воздух или азот 2 – 20 об.%

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам.

Известен безглинистый буровой раствор [1], содержащий эфир целлюлозы, хлорид металла и воду.

Недостатком известного бурового раствора является то, что он обладает малой кольматирующей способностью, следовательно, из-за отсутствия непроницаемой корки неизбежно поглощение его пластом, отсюда большие потери раствора и трудности проходки бурением проницаемых пластов.

Известен также буровой раствор [2], содержащий оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), хлористый кальций, силикат натрия и воду.

Этот раствор по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Однако и он не лишен недостатков. Существенным недостатком этого раствора является низкое электрическое сопротивление бурового раствора 0,03...0,02 Ом·м, что препятствует проведению качественного электрокаротажа и выделению продуктивных нефтяных пластов методами электросопротивления. Кроме того, он требует большого расхода реагентов, так например, оксиэтилцеллюлозы до 6 кг/куб.м и силиката натрия до 35 кг/куб.м, что существенно удорожает стоимость бурового раствора. К недостаткам этого раствора необходимо отнести также и то, что проникновение высокодисперсной конденсационно-кристаллизационной твердой фазы в крупные поры и трещины при разбуривании, например, карбонатных пластов приводит к формированию трудно извлекаемых конденсационно-кристаллических структур в кавернах и каналах продуктивного пласта, что вызывает трудности в вызове притока нефти из пласта в дальнейшем. Тем самым снижаются добывные возможности скважины и требуется проводить дорогостоящие геолого-технические мероприятия по восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение качества раствора за счет снижения фильтрации и проникновения раствора в высоко трещиноватые продуктивные пласты, получение качественного промыслово-геофизического материала при электрическом сопротивлении раствора не менее 1 Ом·м.

Технический результат достигается тем, что буровой раствор, содержащий эфир целлюлозы, комплексный структурообразователь и воду, содержит в качестве эфира целлюлозы оксиэтилцеллюлозу ОЭЦ или карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, в качестве комплексного структурообразователя - нефтепродукт, поверхностно-активное вещество ПАВ алкилсульфонатного ряда, порошкообразный высокодисперсный наполнитель и дополнительно - воздух или азот при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

ОЭЦ или КМЦ 0,2 – 0,3

нефтепродукт 5 – 30

указанное ПАВ 0,02 – 0,05

указанный наполнитель 0,9 – 1

вода остальное

воздух или азот 2 – 20 % объемных

Нефтепродукт - нефть товарная, дизтопливо, масло.

Указанное ПАВ – сульфанол или ОП-10.

Указанный наполнитель – модифицированный бетонит или лигносульфонаты.

Объемные проценты берут по отношению к объему раствора.

Раствор с целью его использования при аномально низких пластовых давлениях, имеет пониженную плотность - меньше 1000 кг/куб.м. Комплексный структурообразователь формируется в процессе приготовления и перемешивания, а также в элементах циркуляционной системы при прокачивании буровым насосом и бурения. Такие структуры трехфазного строения обладают достаточной прочностью и удерживающими свойствами [3], благодаря чему вязкость раствора значительно возрастает. Высокая дисперсность нефтяной фазы при наличии газовоздушной фазы обуславливает низкую водоотдачу раствора, получение тонкой, малопроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины. Дополнительно к этому, газовоздушная фаза препятствует проникновению фильтрата раствора в высокотрещиноватые коллекторы за счет эффекта Жамена и способствует эффективному и низкозатратному освоению скважины, после окончания строительства, например, методами свабирования.

Буровой раствор приготавливают следующим образом:

В предварительно стабилизированную от катионов кальция и магния воду в объеме 850 мл при интенсивном перемешивании вводят КМЦ в количестве 3 г. К полученному гомогенному раствору добавляют 10 г лигносульфоната и также интенсивно перемешивают, вводят 0,5 мл сульфанола и при осторожном перемешивании вводят тонкой струйкой нефть в объеме 150 мл. При интенсивном перемешивании формируется устойчивая газовая фаза.

Свойства раствора проверяют в лабораторных условиях и далее их сравнивают с известным буровым раствором. Проницаемость корок определяют по количеству воды, отфильтровавшейся через них в различные промежутки времени при постоянном перепаде давления. Плотность, вязкость, фильтрацию и удельное электрическое сопротивление определяют на стандартных приборах. В табл. 1 приведены сравнительные характеристики растворов, удельное электрическое сопротивление и проницаемость корки. Как показали лабораторные испытания (табл. 1), вязкость, фильтрация и удельное электрическое сопротивление предлагаемого раствора значительно выше, чем у известного. Из табличных данных следует, что оптимальные параметры раствора получены при содержании средневязкой КМЦ (ОЭЦ) в пределах 0,2-0,3%, ПАВ в пределах 0,03-0,05%, высокодисперсного наполнителя в пределах 0,9-1,0%, нефтепродукта 5-30% и воздуха 2-20% объемных. При большем содержании ингредиентов (пример №6) очевидна экономическая нецелесообразность, а при меньших концентрациях (пример №1) раствор имеет менее выраженные структурообразующие и фильтрационные характеристики.

На практике, в промысловых условиях раствор применялся при бурении скв. № 38302, 38300, 38317 залежи № 303 Ромашкинского месторождения в интервалах 867-997 м при вскрытии продуктивных пластов. Приготовление раствора производилось вышеприведенным способом, в металлической емкости объемом 50 м³ с использованием стандартного бурового оборудования, при этом, технологические параметры раствора в процессе бурения составили: плотность - 0,90-1,0 кг/куб.м, условная вязкость 25-28 с, водоотдача на приборе ВМ-6 – 4-6 куб.см/30 мин, СНС 1/10 8-10 / 12-14 дПа, удельное электрическое сопротивление - 1,3 Ом·м. На этом растворе были успешно проведены заключительные работы: электрокаротаж и успешное освоение скважины.

Технико-экономические преимущества предложения заключаются в следующем:

Предлагаемый буровой раствор малокомпонентен, не требует дефицитных реагентов, буровой раствор обладает повышенной эффективностью, а приготовление его возможно в условиях скважины с использованием стандартного оборудования. Предварительные промысловые испытания показали, что по эффективности он превосходит аналоги в 2-3 раза и не вызывает трудности при освоении скважины.

Используемая литература:

1. А. С. СССР № 664986, М. Кл. С09К 7/02, Опубл. 1978 г.

2. А. С. СССР № 1102801, М. Кл. С09К 7/02, Опубл. 1984 г. (прототип).

3. Серия “Нефтепромысловое дело”, выпуск 19, М., 1987 г., стр. 10.

Таблица 1
Прим ер	Содержание ингредиентов	Показатели раствора	Объем отфильтровавшейся воды через корку, куб. см
	массовые %	Объемные %
	КМЦх ОЭЦхх	Силикат натрия	Хлористый кальций	Бентонитх Лигносульфонат х х	ОП-10 х Сульфанол х х	Нефтьх Дизтопливо х х Масло х х х	Вода	Воздух х Азот х х	УВ, с	СНС, 1/10 дПа	Ф, куб. см	Р, Ом·м	30 мин.	1 час	2 час	3 час
Предлагаемый
1	0,15х	-	-	0,8 х	0,01 х	3 х	96	1 х х	18	0/0	15	1,0	3,5	7	15	30
2	0,2хх	-	-	0,9 х х	0,02 х х	5 х х	93,9	2 х	22	1/1,5	10	1,1	2	5	13	20
3	0,25хх	-	-	1,0 х	0,025 х	15 х х х	83,7	15 х	25	2/3	8	1,2	1,8	4	10	15
4	0,3х	-	-	1,0 х х	0,03 х х	20 х	78,7	20 х х	29	4/5	6	1,2	1,5	3,8	9,5	14
5	0,3х	-	-	1,0 х х	0,05 х х	30 х	68,7	20 х х	35	8/11	4	1,3	1,4	3,5	9	13
6	0,4хх	-	-	1,1 х	0,06 х	35 х х	63.5	25 х	46	9/12	4	1,3	1,4	3,6	9	12,5
Известный (по прототипу)
7	0,55 хх	3,0	2,5	-	-	-	93,9	-	21	8/10	8,4	0,02	2,6	5,3	13,5	21