Эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а конкретно к физико-химическим методам воздействия на пласт при первичном вскрытии продуктивных нефтяных залежей. Техническим результатом является понижение водоотдачи, предотвращение кольматации порового пространства околоскважинной зоны в процессе первичного вскрытия продуктивного пласта. Эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе, включающий нефтепродукт, поверхностно-активный эмульгатор, гидрофобизированный дисперсный мел, минерализованную водную фазу, содержит водную фазу различной степени минерализации и дополнительно соэмульгатор - химически модифицированный кремнезем с 40-70 %-ной степенью замещения поверхностных силанольных групп на алкил-арильные радикалы - Полисил-ДФ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: жидкий нефтепродукт - 25-60; указанный эмульгатор - 1,0-2,5; указанный мел - 3-10; Полисил-ДФ - 0,6-1,5; указанная водная фаза - остальное. Причем алкил-арильными радикалами являются СН₃, С₂Н₅, С₃Н₇, С₆Н₅, указанный мел гидрофобизирован путем механического смешения с химически модифицированным кремнеземом с 99,8-99,9% гидрофобности и с концентрацией 0,5-1,0 %, а размер дискретных частиц химически модифицированного кремнезема составляет 0,005 - 0,1 мкм. 3 з.п.ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а конкретно к физико-химическим методам воздействия на пласт в процессе первичного вскрытия продуктивных нефтяных залежей.

При вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения в режиме репрессии в пласт поступает фильтрат бурового раствора. В результате этого происходит снижение проницаемости призабойной зоны продуктивного коллектора и, как следствие, неоправданное уменьшение потенциального дебита скважины. Попавшие в пласт вода или фильтрат бурового раствора оттесняют нефть из приствольной зоны вглубь пласта и вызывают снижение проницаемости коллектора по нефти. Причинами этого являются - набухание глинистых частиц, содержащихся в породах, слагающих коллектор; - блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями; - образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия фильтрата и пластовых жидкостей; - закупоривание пор твердыми частицами (глинами), проникающими в пласт вместе с фильтратом.

Проблеме снижения водоотдачи буровых растворов и предотвращению кольматации порового пространства околоскважинной зоны посвящено большое число исследований. Предложены различные реагенты, уменьшающие количество фильтрата, попадающего в пласт и снижающие его отрицательное влияние на призабойную зону скважин (крахмал, полисахариды, карбоксиметилцеллюлоза, поверхностно-активные вещества, растворы на углеводородной основе, гидрофобно-эмульсионные растворы) /1/.

Наиболее близким аналогом к заявляемому раствору является эмульсионный буровой раствор, включающий эмульгатор - эмульсол указанных марок, насыщенный водный раствор хлористого кальция, гидрофобизированный дисперсный мел, жидкий нефтепродукт - дизельное топливо при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Эмульгатор - эмульсол указанных марок - 6 -12 Насыщенный водный раствор хлористого кальция - 24 - 50 Гидрофобизированный дисперсный мел - 15 - 25 Жидкий нефтепродукт - дизельное топливо - Остальное /2/ Целью данного изобретения является разработка инвертного эмульсионного бурового раствора - ИЭБР, обладающего пониженной водоотдачей и предотвращающего кольматацию порового пространства околоскважинной зоны в процессе первичного вскрытия продуктивного пласта.

Технический результат достигается тем, что эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, поверхностно-активный эмульгатор, гидрофобизированный дисперсный мел, минерализованную водную фазу, содержит водную фазу различной степени минерализации и дополнительно - соэмульгатор - химически модифицированный кремнезем с 40-70 %-ной степенью замещения поверхностных силанольных групп на алкил-арильные радикалы - Полисил-ДФ, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Жидкий нефтепродукт - 25-60
Указанный эмульгатор - 1,0-2,5
Указанный мел - 3-10
Полисил-ДФ - 0,6-1,5
Указанная водная фаза - Остальное
Алкил-арильными радикалами, модифицирующими поверхность кремнезема, являются СН₃, С₂Н₅, С₃Н₇, С₆Н₅. Указанный мел гидрофобизирован путем механического смешения с химически модифицированным кремнеземом с 99,8-99,9% гидрофобности и с концентрацией 0,5-1,0%. Размер дискретных частиц химически модифицированного кремнезема составляет от 0,005 до 0,1 мкм.

Соотношение объемов дисперсной фазы и дисперсионной среды изменяется в пределах от 0,40/0,60 до 0,75/0,25.

Полисил-ДФ, получаемый по /3/ в условиях, обеспечивающих 40-70%-ное замещение поверхностных силанольных групп кремнезема (аэросил, белая сажа, фильтр перлит и др.) на алкил-арильные радикалы, в инвертно-эмульсионном буровом растворе выполняет две функции:
а) является твердым эмульгатором с высокой стабилизирующей способностью;
б) является структурообразователем, обеспечивающим формирование на стенках скважины тонкой плотной корки, защищающей пласт от негативного воздействия бурового раствора.

Фильтрационная корка представляет собой олеогель из желатинизированной гидрофобной эмульсии с повышенным содержанием активного высокодисперсного наполнителя. При освоении скважины фильтрационная корка в силу своих олеофильных свойств не препятствует фильтрации нефти и вымывается потоком углеводородного флюида из пор приствольной зоны продуктивного пласта.

Присутствие в эмульсии поверхностно-активного эмульгатора приводит к дополнительному снижению межфазного натяжения на границе вода-нефть и тем самым обеспечивает образование стабильной микроэмульсии.

Примеры конкретного выполнения.

ИЭБР готовят следующим образом:
В дизельное топливо при перемешивании вводят Полисил-ДФ и эмульгатор и, после растворения (10-15 мин) в образовавшуюся углеводородную суспензию при интенсивном перемешивании (не менее 5000 об/мин) порционно диспергируют минерализованную водную фазу. Оптимальное время перемешивания образующейся инвертной эмульсии определяется величиной параметра "электростабильность", составляющего, как правило, около 30 мин. Далее в случае необходимости осуществляют утяжеление бурового раствора мелом, баритом или мраморной крошкой.

В таблице 1 приведены свойства инвертных эмульсий, полученных при соотношении дисперсная : дисперсионная фазы как 1:1 и постоянной концентрации Полисила-ДФ и эмульгатора. Все эмульсионные растворы были получены при перемешивании лопастной мешалкой с числом оборотов 5000 об/мин.

Как видно из таблицы, присутствие в эмульсии только Полисила-ДФ или эмультала (примеры 1-3) не обеспечивает образование эмульсий с высокой агрегативной устойчивостью и низкими значениями показателя фильтрации.

При содержании в эмульсии одновременно Полисила-ДФ и эмультала (пример 4) резко улучшаются такие показатели, как седиментационная стабильность, электростабильность, фильтроотдача. Замена пресной воды на насыщенный раствор хлористого кальция не приводит к резкому изменению характеристик ИЭБР (см. примеры 4 и 5), но минерализация водной фазы снижает опасность нежелательной гидратации глинистых пород вследствие осмотического переноса воды из раствора.

Замена дизельного топлива на нефть с вязкостью 4,9 мПа с приводит к заметному увеличению вязкости системы и к резкому снижению показателя фильтрации (срав. примеры 5 и 6). При сравнении свойств ИЭБР, полученных по предлагаемому изобретению и по прототипу (примеры 5 и 7), видно, что показатель фильтрации заявляемого состава существенно снижен.

Анализ представленных результатов показывает, что предлагаемый состав ИЭБР при сохранении седиментационной стабильности и требуемых вязкостных и структурных показателей превосходит известные по такому важнейшему показателю как фильтроотдача.

На технологические свойства ИЭБР существенное влияние оказывает соотношение фаз, концентрация эмульгаторов и условия приготовления (табл. 2). Так, приготовленная при перемешивании лопастной мешалкой эмульсия (пример 8) после дополнительного диспергирования в миксере (11000 об/мин) имеет показатель фильтрации на порядок ниже первоначального. Такие характеристики, как статическое напряжение сдвига, фильтроотдача, не изменяются в течение 2-20 суток (примеры 8 и 9).

Увеличение содержания дисперсионной фазы в эмульсии (примеры 8-12) приводит к снижению реологических параметров системы, но при этом показатель фильтрации изменяется незначительно. При снижении концентрации Полисила ниже 0,6 и эмульгатора ниже 1 мас.% (пример 13) происходит выделение углеводородной фазы, что свидетельствует о неудовлетворительной стабильности ИЭБР.

Пример 14.

Повышение реологических характеристик и утяжеление ИЭБР достигается как увеличением доли минерализованной дисперсной фазы, так и введением в раствор таких твердых дисперсных наполнителей, как мел, барит, мраморная крошка и др.

С этой целью был приготовлен эмульсионный раствор следующего состава, мас.%:
Дизельное топливо - 30
Полисил-ДФ - 1,0
Эмультал - 2,2
Дисперсный мел - 5,0
Водная фаза (10%-ный раствор СаСl₂) - 61,8
Для придания водоотталкивающих свойств мел был предварительно смешан с химически модифицированным кремнеземом с гидрофобностью 99,8 % (торговая марка Полисил П1) и с концентрацией 0,5 мас.%.

В таблице 3 приведены характеристики ИЭБР, стабилизированного Полисилом-ДФ и содержащего в качестве утяжелителя и структурообразователя гидрофобный мел.

Как видно из таблицы 3, введение в эмульсию гидрофобного дисперсного мела приводит к образованию защитной корки с толщиной менее 0,5 мм, предохраняющей от проникновения фильтрата цементного раствора при последующем цементировании приствольной зоны продуктивного пласта. Такая корка может быть легко удалена при кислотной обработке. Утяжеленная мелом система обладает термостойкостью свыше 150^oС и высокой глиноемкостью (50%). Кроме того, добавление гидрофобного мела в эмульсию повышает ее реологические характеристики и расширяет применение таких систем в качестве буровых растворов при первичном вскрытии продуктивных пластов.

Приведенные в табл. 1-3 данные позволяют установить оптимальные рецептуры ИЭБР для различных условий проведения первичного вскрытия продуктивного пласта, зависящих от геолого-физических свойств коллектора и физико-химических характеристик насыщающих его жидкостей. По совокупности реологических свойств, электростабильности, показателя фильтрации наиболее эффективными являются составы при следующих интервалах компонентов:
- соотношение дисперсная : дисперсионная фазы от 0,40/0,60 до 0,75/0,25 соответственно;
- концентрация химически модифицированного кремнезема с 40-70%-ной степенью замещения поверхностных силанольных групп на алкил-арильные радикалы от 0,6 до 1,5 мас.%;
- концентрация эмульгатора (ионогенного или неионогенного ПАВ) -1,0-2,5 мас.%;
- содержание в ИЭБР гидрофобного мела 3-10 мас.%
Источники информации
1. Касьянов Н. М. , Штырлин В.Ф, "Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов", серия Бурение, ВНИИОЭНГ, М., 1969, с. 3-88.

2. Авторское свидетельство СССР 958463, С 09 К 7/06, 15.09.1982.

3. Макаров А. С. и др. "Исследование структурно-механических свойств обратных эмульсий на основе аэросила", Коллоидный журнал, 1975, т.37, ¹5, с. 889-893.

Формула изобретения

1. Эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе, включающий жидкий нефтепродукт, поверхностно-активный эмульгатор, гидрофобизированный дисперсный мел, минерализованную водную фазу, отличающийся тем, что он содержит водную фазу различной степени минерализации и дополнительно соэмульгатор - химически модифицированный кремнезем с 40-70%-ной степенью замещения поверхностных силанольных групп на алкил-арильные радикалы - Полисил-ДФ при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Жидкий нефтепродукт - 25-60
Указанный эмульгатор - 1,0-2,5
Указанный мел - 3-10
Полисил-ДФ - 0,6-1,5
Указанная водная фаза - Остальное
2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что алкил-арильными радикалами являются СН₃, С₂Н₅, С₃Н₇, С₆Н₅.

3. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что указанный мел гидрофобизирован путем механического смешения с химически модифицированным кремнеземом с 99,8-99,9% гидрофобности и с концентрацией 0,5-1,0%.

4. Раствор по п. 1 или 3, отличающийся тем, что размер дискретных частиц химически модифицированного кремнезема составляет 0,005-0,1 мкм.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3