Эмульсионный буровой раствор

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам для бурения в сложных горно-геологических условиях и для качественного вскрытия продуктивных коллекторов. Техническим результатом является повышение ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, и повышение коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов. Эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl2 и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная фаза 10-20, ПАВ комплексного действия ПКД-515 5-7, крахмал ФИТО-РК 3-4, MgCl2 5-10, KCl 3-5, карбонат кальция 5-30, минерализованная вода остальное. 2 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам для бурения в сложных горно-геологических условиях и для качественного вскрытия продуктивных коллекторов.

Известен гидрофобный эмульсионный буровой раствор, содержащий дизельное топливо, минерализованную воду, эмульгатор, бентонитовую глину и утяжелитель (а. с. 1020428, C 09 K 7/06, 1983).

Недостатками данного бурового раствора являются наличие в составе загрязняющих продуктивный пласт бентонита и барита и недостаточное ингибирование им набухания глин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является эмульсионный буровой раствор, содержащий, мас.%: углеводородную фазу 5,0-15,0; карбонат кальция 6,0-14,5; хлорид железа (III) 5,0-12,0; оксид кальция 1,5-4,5; углеводородорастворимое неионогенное ПАВ (ОП-4, ПМС-200А, ГКЖ-94 М. , АФ-4) 0,5-1,5; минерализованную воду - остальное. Он дополнительно может содержать бентонит 1,0-2,5 мас.% (а. с. РФ 1613475, C 09 K 7/02, 1990, прототип).

Недостатками данного технического решения являются низкая ингибируюшая способность, низкий коэффициент восстановления проницаемости коллектора и высокая коррозионная активность из-за содержания в растворе хлорида железа (III).

Решаемая предлагаемым изобретением задача - повышение ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, и повышение коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов.

Поставленная задача решается тем, что эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl2 и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Углеводородная фаза - 10-20 ПАВ комплексного действия ПКД-515 - 5-7 Крахмал ФИТО-РК - 3-4 MgCl2 - 5-10 KCl - 3-5 Карбонат кальция - 5-30 Минерализованная вода - Остальное Из патентной и научно-технической литературы нам не известен эмульсионный буровой раствор, содержащий совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет делать вывод о новизне заявляемого изобретения.

В лабораторных и промысловых испытаниях эмульсионного бурового раствора в качестве минерализованной воды использовалась пластовая вода пашийского горизонта Туймазинской площади, а в качестве углеводородной фазы - девонская нефть Туймазинского месторождения. Пластовая вода имела плотность 1,18 г/см3, общую минерализацию 248 г/л.

Ингибирующее действие на набухание глин минерализованной воды общеизвестно (например, Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли, Состав и свойства буровых гонгов, М. , "Недра", 1985). Вводимые в раствор минеральные соли MgCl2 (ГОСТ 4209-77) и KCl (ГОСТ 4568-74) усиливают ингибирующее действие бурового раствора.

ПАВ комплексного действия ПКД-515 представляет собой композиционную смесь неионогенного ПАВ, углеводородного растворителя, алифатических спиртов, азотсодержащей добавки, выпускается по ТУ-39-05765670-ОП-211-95. Являясь гидрофобизатором, препятствует гидратации глин (патент РФ 2149988, Е 21 В 43/22, 1998). При этом выявлена новая функция ПКД-515 - ингибирование набухания глин. Кроме того, ПКД-515 снижает поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть и способствует увеличению коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов.

Входящий в состав раствора карбонат кальция выпускается по ТУ 5743-034-00204872-97. Он является кислоторастворимым кольматантом и утяжелителем, тем самым способствует качественному вскрытию продуктивного пласта.

Использование крахмала ФИТО-РК (ТУ-2483-002-41668452-97) в качестве стабилизатора раствора продиктовано его солестойкостью. Даже в соленасыщенных растворах крахмал ФИТО-РК не подвергается деструкции. Такие растворы можно использовать при бурении также соляных отложений.

В качестве углеводородной фазы может быть использовано дизельное топливо, нефть и др.

Из существующего уровня техники нам не известно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый эмульсионный буровой раствор, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Способ приготовления эмульсионного бурового раствора заключается в следующем. Например, в 700 мл минерализованной воды растворяют последовательно 30 г крахмала, 50 г MgCl2 и 30 г KCl. Затем в раствор вводят 50 мл ПАВ ПКД-515 и 100 мл нефти. После этого для получения кислоторастворимой корки и снижения показателя фильтрации вводят карбонат кальция в минимальном количестве 50 г, а при необходимости утяжеляют им: до требуемой плотности. Для регулирования условной вязкости раствор дополнительно может содержать полианионную целлюлозу, например Staflo Regular производства Асzo Nobel (Голландия) в количестве 0,1-0,4 мас.%.

Полученный таким образом раствор позволяет успешно бурить склонные к обвалам глинистые породы и качественно вскрывать продуктивные пласты. Данным раствором без осложнений пробурены скважины 372-Туймазинская, 223б-Петропавловская (горизонтальная), 3969-Туймазинская, где были пройдены склонные к обвалам кыновские глины. Заявляемым буровым раствором также ликвидированы аварии в обваливающихся скважинах 37-Арланская и 328-Чекмагушевская.

В лабораторных условиях проведены сравнительные анализы предлагаемого раствора и прототипа. Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов проводилась с помощью стандартных приборов и стандартных методик (например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам, М., "Недра", 1979).

Ингибирующие свойства растворов оценивались по показателю увлажняющей способности (П0), определяемой в соответствии с РД 39-813-82, Краснодар, ВНИИКрнефть. Данный показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии осмотического массопереноса на процесс гидратации бентонита. Чем меньше значение П0, тем более высокой ингибирующей способностью обладает раствор.

Коэффициент восстановления проницаемости коллекторов определяли по стандартной методике на установке УИПК-1М (Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств вэернов. М., Гостоптехиздат, 1963) на кернах терригенных отложений пашийского горизонта Туймазинской площади.

Оценка поверхностно-активных свойств заявляемого и известного растворов заключалась в измерении поверхностного натяжения на границе между фильтратом раствора и керосином методом счета капель (Н.Е. Шептала. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов, М., "Недра", 1974).

В табл. 1 приведены данные о компонентных составах исследованных растворов. Растворы 1 и 5 содержат компоненты в количествах ниже нижнего и дне верхнего пределов соответственно. Раствор 6 является прототипом.

В табл. 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов.

Как следует из результатов экспериментов, приведенных в табл.2, содержание компонентов предлагаемого раствора в указанных количествах (растворы 2-4) позволяет существенно снизить увлажняющую способность раствора (до 0,4-0,6 см/ч), снизить поверхностное натяжение на границе между фильтратом раствора и нефтью до 2,5-4,4 мН/м и увеличить коэффициент восстановления проницаемости кернов до 74-87%.

Технико-экономические преимущества предлагаемого эмульсионного бурового раствора по сравнению с прототипом заключаются в следующем: - скорость увлажнения глин П0 в 6,9 раз меньше, что обеспечивает устойчивость ствола скважины в течение длительного периода времени;
- межфазное натяжение фильтрата на границе с нефтью () в 4,8 раз меньше, что создает хорошие предпосылки для улучшения качества вскрытия продуктивного пласта;
- коэффициент восстановления проницаемости () в 1,9 раз больше, что гарантирует существенно меньшее загрязнение продуктивного пласта и выход на потенциальный дебит в короткие сроки при освоении скважин.

Таким образом, как показали лабораторные и промысловые испытания, эмульсионный буровой раствор по сравнению с известным техническим решением обладает более высокими ингибирующими и поверхностно-активными свойствами, что позволяет успешно бурить склонные к обвалам глинистые породы и качественно вскрывать продуктивный пласт.


Формула изобретения

Эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl2 и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Углеводородная фаза - 10-20
ПАВ комплексного действия ПКД-515 - 5-7
Крахмал ФИТО-РК - 3-4
MgCl2 - 5-10
KCl - 3-5
Карбонат кальция - 5-30
Минерализованная вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а конкретно к физико-химическим методам воздействия на пласт при первичном вскрытии продуктивных нефтяных залежей

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям, применяемым при вскрытии и гидроразрыве продуктивных пластов, для глушения скважин при капитальном ремонте, а также к бурению оценочных скважин с пониженным пластовым давлением с отбором керна, с естественной нефтеводонасыщенностью

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям, применяемым при вскрытии продуктивных пластов, а также к бурению оценочных скважин с отбором керна с естественной нефтенасыщенностью

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к гидрофобным эмульсиям, применяемым при глушении скважин перед проведением подземных ремонтов

Изобретение относится к смазочным средствам, которые в ходе осуществления бурения добавляют к соответствующим буровым растворам

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин

Изобретение относится к эмульгаторам, способным образовывать инвертные эмульсии, которые используют для интенсификации добычи нефти

Изобретение относится к области химических реагентов, применяющихся при бурении нефтяных и газовых скважин, конкретно к способу получения эмульгатора-стабилизатора, предназначенного для получения высокостабильных гидрофобно-эмульсионных буровых растворов с высоким содержанием воды, которые применяются при бурении в солях полиминерального состава, неустойчивых глинистых породах, при вскрытии продуктивных пластов, глушении скажин

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению и консервации скважин с аномально низкими пластовыми давлениями

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к инвертным эмульсионным растворам, используемым при строительстве, заканчивании и ремонте скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин, и может быть использовано в качестве жидкости глушения скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам буровых растворов, предназначенных для вскрытия продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами, бурения скважин с отбором оценочного кернового материала, а также для глушения нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к получению инвертных эмульсий, применяющихся при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин в качестве технологических жидкостей

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к эмульсионным буровым растворам на смешанной водно-углеводородной основе с гидрофобными свойствами

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к углеводородным составам, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин
Изобретение относится к газо- и нефтедобывающей промышленности, в частности к жидкостям глушения нефтяных и газовых скважин, тампонажным и водоизоляционным составам
Изобретение относится к бурению и заканчиванию нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на углеводородной основе
Наверх