Буровой раствор
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам. Техническим результатом 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. 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. 1 табл.
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 Дизтопливох 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 |
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.%
