Буровой раствор

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Техническим результатом является снижение структурно-механических, ингибирующих, диспергирующих свойств бурового раствора при одновременном сохранении коллекторских свойств разбуриваемых нефтеносных горизонтов. Буровой раствор содержит, в мас.%: глину 3,0 - 6,9, понизитель фильтрации 0,1 - 0,3, фосфатидный концентрат 1,0 – 1,4, органосиликонат натрия 0,1 - 0,5, воду остальное. Буровой раствор может содержать разжижитель, в качестве которого возможно использование нитрилотриметилфосфоновой кислоты. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам на водной основе для бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Известен буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель фильтрации, кремнийорганическую добавку, в качестве которой применяют органосиликонаты щелочных металлов (1).

Недостатком этого раствора являются его низкие ингибирующие свойства, что является следствием высокой щелочности органосиликонатов натрия и физическим характером сорбции их на поверхности глинистых частиц, слабо препятствующих их гидратации. При этом для этих растворов характерны высокие значения поверхностного натяжения фильтрата на границе раздела фаз “вода-углерод (нефть)”, что создает проблемы в процессе вскрытия продуктивных пластов.

Наиболее близким к заявленному является буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель фильтрации, смазочную добавку, в качестве которой применяют фосфатидный концентрат (2).

Основным недостатком его являются повышенные значения структурно-механических параметров и недостаточно низкие значения диспергирующих свойств выбуренной породы.

Техническим результатом данного изобретения является снижение структурно-механических, ингибирующих, диспергирующих свойств бурового раствора при одновременном сохранении коллекторских свойств разбуриваемых нефтеносных горизонтов.

Технический результат достигается тем, что буровой раствор, содержащий глину, воду, понизитель фильтрации и фосфатидный концентрат, дополнительно содержит органосиликонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина 3,0-6,9

Понизитель фильтрации 0,1-0,3

Фосфатидный концентрат 1,0–1,4

Органосиликонат натрия 0,1-0,5

Вода остальное

Буровой раствор дополнительно может содержать разжижитель.

В качестве разжижителя может быть использована нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ).

В качестве понизителя фильтрации используют карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, углещелочной реагент УЩР, конденсированную сульфитно-спиртовую барду КССБ.

Совместное применение фосфатидного концентрата и органосиликонатов натрия позволяет получить ингибированные системы буровых растворов с низкой диспергирующей способностью выбуренной породы, с улучшенными значениями показателей структурно-механических свойств и при этом низкими значениями поверхностного натяжения фильтрата на границе раздела фаз “вода-углерод (нефть)”.

Здесь проявляется синергизм взаимодействия органосиликонатов натрия и фосфатида и их совместного влияния на буровой раствор, который может быть объяснен тем, что, адсорбируясь на глине, фосфатид модифицирует ее поверхность таким образом, что способствует хемосорбционному закреплению органосиликонатов на активных центрах гидратации глинистых частиц, вследствие чего создается прочный гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой и снижается диспергируемость выбуренной породы.

Данный состав бурового раствора позволяет предотвратить осыпи и обвалы стенок скважины, уменьшить вероятность прихвата инструмента, улучшить структурно-механические свойства промывочной жидкости. Кроме того, опыты показали, что совместное присутствие в растворе фосфатидного концентрата и органосиликонатов натрия в совокупности с другими компонентами раствора и в заявляемых соотношениях способствует сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов (см. таблицу). В этом также проявляется синергетический эффект взаимодействия всех компонентов раствора.

Буровой раствор получают механическим смешиванием компонентов в заявляемых пределах содержания. Подробное описание приготовления буровых растворов приведено далее по тексту в примерах 1-7. После получения однородного бурового раствора определяют его технологические свойства.

Технологические свойства буровых растворов определяют по стандартным методикам на стандартных приборах. Ингибирующую способность буровых растворов оценивают показателем увлажняющей способности (П_о, %/ч) специально приготовленных глинистых образцов. Смазочную (антиприхватную) способность определяют в паре “фильтровальная корка - металл” на усовершенствованном приборе СНС-2 по коэффициенту сдвига корки (КСК) и по стандарту АНИ на машине трения фирмы Baroid Mud путем определения коэффициента трения (μ_т.p.) пары “металл-металл” в среде бурового раствора. Структурно-механические (реологические) свойства буровых растворов оценивают на ротационном вискозиметре ВСН-3 (CHC_1/10, ∂Па; η_пл., мПа·с, τ_о, ∂Па). Поверхностное натяжение фильтрата буровых растворов на границе раздела фаз “вода-углерод (нефть)” определяют сталогмометрическим методом по показателю межфазного натяжения (σ, мн/м).

Состав, общетехнологические, фильтрационные, ингибирующие, смазочные, диспергирующие свойства растворов приведены в таблице. Состав растворов приведен в мас.%, что соответствует количеству реагентов в граммах, необходимых для приготовления 100 г раствора.

Пример 1 (опыт №1). Из 92,2 г (92,2%) воды и 7 г (7%) глины (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят 7%-ную глинистую суспензию. Добавляют понизитель фильтрации, например карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), в количестве 0,3 г (0,3%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 0,5 мл органосиликоната натрия (0,5%) и перемешивают 1 час. После чего замеряют параметры полученной глинистой суспензии. Результаты полученных параметров приведены в таблице, опыт №1.

Пример 2 (опыт №2). Из 90,7 г (90,7%) воды и 7 г (7%) глины (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят 7%-ную глинистую суспензию. Добавляют 0,3 г КМЦ (0,3%), перемешивают 30 мин. Затем вводят 2,0 г фосфатидного концентрата (2,0%), перемешивают 15 мин. Замеряют параметры полученной глинистой суспензии. Результаты полученных параметров приведены в таблице, опыт №2.

Пример 3 (опыт №3). Из 92,9 г (92,9%) воды и 5 г (5%) глины (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят 5%-ную глинистую суспензию. Добавляют 0,2 г (0,2%) КМЦ, перемешивают 30 мин. Затем вводят 1,4 г (1,4%) фосфатидного концентрата, перемешивают 15 мин. После этого добавляют 0,5 мл органосиликоната натрия (0,5%) и перемешивают еще 30 мин. Замеряют параметры полученной глинистой суспензии. Результаты полученных параметров приведены в таблице, опыт №3.

Пример 4 (опыт №4). Из 95,85 г (95,85%) воды и 3 г (3%) глины (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят 3%-ную глинистую суспензию. Добавляют 0,1 г (0,1%) КМЦ, перемешивают 30 мин. Затем вводят 1,0 г (1,0%) фосфатидного концентрата, перемешивают 15 мин. После чего добавляют 0,05 мл (0,05%) органосиликоната натрия и перемешивают еще 30 мин. Замеряют параметры полученной глинистой суспензии. Результаты полученных параметров приведены в таблице, опыт №4.

Пример 5 (опыт №5). Из 95,4 г (95,4%) воды и 3 г (3%) глины (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят 3%-ную глинистую суспензию. Добавляют 0,1 г (0,1%) КМЦ, перемешивают 30 мин. Затем вводят 2,0 г (2,0%) фосфатидного концентрата, перемешивают 15 мин. После этого добавляют 0,1 г (0,1%) органосиликоната натрия и перемешивают 30 мин. Замеряют параметры полученной глинистой суспензии. Результаты полученных параметров приведены в таблице, опыт №5.

Пример 6 (опыт №6). Из 87,1 г (87,1%) воды и 10 г (10%) глины (бентопрошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят 10%-ную глинистую суспензию. Добавляют 0,3 г (0,3%) КМЦ, перемешивают 30 мин. Затем вводят 2 г (2,0%) фосфатидного концентрата, перемешивают 15 мин. После этого добавляют 0,6 г (0,6%) органосиликоната натрия и перемешивают 30 мин. Замеряют параметры полученной глинистой суспензии. Результаты полученных параметров приведены в таблице, опыт 6.

Пример 7 (опыт 7). Из 67,57 г (67,57%) воды и 30 г (30%) глины (бентопорошка в расчете на сухой продукт) при перемешивании в течение 1 часа готовят 30%-ную глинистую суспензию. Добавляют 0,3 г (0,3%) КМЦ, перемешивают 30 мин. Затем вводят 1,0 г (1,0%) фосфатидного концентрата, перемешивают 15 мин. После этого добавляют 0,3 г органосиликоната натрия и 0,03 г (0,03%) разжижителя, например нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), и перемешивают 30 мин. Результаты полученных параметров приведены в таблице, опыт 7.

Как видно из данных, приведенных в таблице, буровой раствор предлагаемого состава (опыты 3,5) имеет лучшие структурно-механические, ингибирующие, диспергирующие свойства и при этом не оказывает отрицательного воздействия на пласт (см. σ, мн/м) по сравнению с известными буровыми растворами (опыт №1 и №2). Содержание в растворе органосиликонатов натрия менее 0,1 мас.% не дает эффекта в улучшении технологических параметров (опыт №4), а содержание органосиликонатов натрия более 0,5 мас.% является нецелесообразным, так как нет заметного улучшения технологических параметров (опыт №6).

Таким образом, данные, приведенные в таблице, свидетельствуют о синергическом влиянии фосфатидного концентрата и органосиликонатов натрия на параметры глинистого раствора,

Таблица
Опыт	Состав р-ра, мас.% (вода-остальное)	Свойства полученных глинистых растворов
№п/п	глина	КМЦ	фосфатид	органосиликонат натрия	разжижитель	ρ, г/см3	Т, с	CHC1/10, ∂Пa	ηпл., мПа·с	τо, ∂Па	рН	Ф, см3	КСК	По, %/час	Д, %	σ, мн/м
1.	7,0	0,3	-	0,5	-	1,05	37	6/14	18,0	48,0	9,5	5,0	0,20	4,8	32,8	47,1
2.	7,0	0,3	2,0	-	-	1,05	45	18/42	26,0	81,0	8,7	4,0	0,11	2,6	39,14	28,3
3.	5,0	0,2	1,4	0,5	-	1,03	27	3/18	8,0	21,0	9,2	4,0	0,11	1,8	30,1	12,2
4.	3,0	0,1	1,0	0,05	-	1,02	42	18/36	25,0	79,0	8,6	4,0	0,11	2,6	39,0	-
5.	3,0	0,1	1,4	0,1	-	1,02	37	9/27	18,0	42,0	8,9	4,0	0,11	2,1	33,7	20,6
6.	10,0	0,3	2,0	0,6	-	1,07	27	25/15	8,0	18,0	10,0	4,0	0,11	1,8	30,0	-
7.	30,0	0,3	1,0	0,3	0,03	1,41	40	6/27	11,0	36,0	9,3	4,0	0,11	1,92	32,6	17,4

что позволяет получить системы с улучшенными ингибирующими, диспергирующими и структурно-механическими свойствами, а также уменьшить отрицательное влияние буровых растворов на проницаемость продуктивных пластов.

Ввиду малокомпонентности системы управление свойствами данной промывочной жидкости не представляет больших трудностей, что позволяет получить буровые растворы с заданными по геолого-техническому наряду параметрами, включая бурение наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин.

Использованные источники

1. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин, М.: “Недра”, 1984 г., с.55.

2. С.А. Гарьян и др. А.с.СССР №1640141, кл. С 09 К 7/02, 1989, Бюл. №13, 07.04.91.

1. Буровой раствор, включающий глину, понизитель фильтрации, фосфатидный концентрат и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит органосиликонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глина 3,0-6,9

Понизитель фильтрации 0,1-0,3

Фосфатидный концентрат 1,0-1,4

Органосиликонат натрия 0,1-0,5

Вода Остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит разжижитель.

3. Буровой раствор по п.2, отличающийся тем, что в качестве разжижителя содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту.