Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам на водной основе для бурения и заканчивания скважин. Техническим результатом является повышение ингибирующих свойств бурового раствора. Буровой раствор для бурения в обваливающихся породах и вскрытия продуктивных пластов, содержащий глину, реагент-стабилизатор, полигликоль, ингибирующую добавку и воду, 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, буровой раствор может дополнительно содержать кислоторастворимый карбонатный утяжелитель в количестве 45,0-50,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
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 (ПФст ) замеряли на стандартном приборе ВМ-6, а показатель фильтрации в динамических условиях (ПФдин) 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 (Ктр ), 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 (Kпр.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.
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
