Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов, в том числе, при бурении горизонтальных и боковых стволов в различных гидрогеологических условиях. Техническим результатом является высокая выносная и удерживающая способность бурового раствора, низкая фильтруемость его в пласт и сохранение основных технологических параметров в условиях солевой агрессии и повышенных температур. Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий биополимер ксантанового ряда, полианионную целлюлозу, ингибирующую добавку, карбонатный утяжелитель, модификатор, бактерицид и воду, содержит в качестве модификатора калиевую соль анионного сополимера акриламида «Термопас^ТМ 34» или поливиниловый спирт и дополнительно комплексную органическую добавку ФК 2000 плюс и пеногаситель, при следующем соотношении компонентов, мас.%: биополимер ксантанового ряда - 0,3-0,5, полианионная целлюлоза - 0,4-0,7, ингибирующая добавка - 3,0-7,0, карбонатный утяжелитель - 5,0-12,0, указанный модификатор - 0,5-1,5, бактерицид - 0,1-0,2, указанная добавка - 0,5-1,0, пеногаситель - 0,02-0,05, вода - остальное. 3 табл.

 

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к составам буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов, в том числе, при бурении горизонтальных и боковых стволов в различных гидрогеологических условиях.

В последнее время для вскрытия продуктивных пластов широко применяются полимерные буровые растворы. Их преимущество заключается в том, что такие растворы не образуют толстой корки, имеющей место в глинистых буровых растворах, которая приводит к налипанию на буровое оборудование, затрудняя процесс бурения. Благодаря низкому содержанию коллоидальных твердых частиц в растворе обеспечивается высокая скорость бурения, что, в конечном итоге, может существенно снизить стоимость бурения.

Буровые растворы на основе биополимеров обладают ярко выраженной псевдопластичностью, что способствует хорошему выносу выбуренной породы, особенно из горизонтального ствола. Кроме того, биополимеры способны деструктироваться как самостоятельно, так и в результате химической обработки, что способствует легкому освоению скважин после бурения.

Применение полимеров акриламида в буровых растворах также оправдано. Эффективность применения связана с особенностями их состава и строения. С помощью полимеров акриламида с определенными молекулярными характеристиками возможно успешное регулирование реологических и фильтрационных характеристик буровых растворов. Выбор реагентов для полимерных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов оказывает большое влияние на качество вскрытия пласта. Их синергизм действия должен быть таким, чтобы обеспечивать стабильность характеристик бурового раствора в процессе бурения и максимально сохранять коллекторские свойства вскрываемого продуктивного пласта.

Буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов должен обладать следующими свойствами:

- высокой реологией и структурно-механическими свойствами для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора;

- низкой скоростью фильтрации бурового раствора в пласт во избежание повреждений коллекторских свойств пласта;

- низким коэффициентом поверхностного натяжения на границе буровой раствор-углеводородная жидкость для облегчения притока нефти;

- высокими ингибирующими свойствами для сохранения устойчивости глинистых пород.

Всеми этими свойствами обладают полимерные буровые растворы, включающие различные регулирующие добавки в определенных соотношениях, с которыми хорошо сочетаются полимерные составляющие, что позволяет получать буровые растворы с оптимальными характеристиками, приводящими к улучшению качества вскрытия продуктивного пласта.

Известен ряд буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов, предназначенных для сохранения коллекторских свойств. Например, в патенте RU №2200180, кл. С 09 К 7/02, 2003 г. «Раствор для вскрытия продуктивных пластов», содержащий твердую фазу - глинопорошок и мел. Раствор имеет низкую фильтруемость из-за образования плотной глиномеловой корки, которая кольматирует пласт. Недостатком его является сложность при освоении скважины из-за затрудненной декольматации глинистых частиц.

Известен патент RU №2179568, кл. С 09 К 7/02, 2002 г. «Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов». Известный буровой раствор, содержащий крахмал, биополимер, карбонатный утяжелитель, полигликоль, гидрофобизующее поверхностно-активное вещество - ПКД-515, смазочную добавку - реагент ДСБ-4ТТ и воду, обладает рядом преимуществ: буровой раствор имеет низкие показатели фильтрации, обладает низкими значениями коэффициентов межфазного поверхностного натяжения и обладает гидрофобизующей способностью, что позволяет улучшать фазовую проницаемость для нефти. Недостатком указанного известного бурового раствора является то, что буровой раствор не обладает достаточной стабильностью из-за отсутствия надежного бактерицида, что приводит к быстрой биодеструкции полимеров, содержащихся в буровом растворе, и нарушению его технологических характеристик. Отмеченное положительное качество полигликоля, как бактерицида, не совсем оправдано, т.к. полигликоль может лишь на непродолжительный период времени замедлить процесс биодеструкции.

Известен безглинистый буровой раствор, содержащий в своем составе полиакриламид, ксантан, сульфат алюминия, карбонат кальция, хлористый калий и воду (патент RU №2226540, кл. С 09 К 7/02, 2004 г.).

Известный буровой раствор обладает повышенными структурно-механическими и реологическими характеристиками, что позволяет обеспечить высокую шламоудерживающую и шламовыносящую способность бурового раствора за счет образования сшитой солью алюминия полимерной структуры. К сожалению, авторы не указывают, какой полимер акриламида может быть использован в указанном буровом растворе, каковы его молекулярные характеристики. Как известно, качество получаемых сшитых структур, их стабильность зависит от вида, количества ионоактивных групп высокомолекулярного соединения и его молекулярной массы. Основным недостатком известного безглинистого бурового раствора, содержащего в своем составе полиакриламид, ксантан, сульфат алюминия, карбонат кальция, хлористый калий и воду, является его невысокая стабильность при повышенных температурах и, как следствие, повышенная фильтруемость в пласт.

Известен буровой раствор на основе водомасляной эмульсии, включающий бентонитовый порошок, минеральное масло, многофункциональные поверхностно-активные вещества, каустическую соду, деревиты целлюлозы - в том числе карбоксиметилцеллюлозу, а также полимер из группы: полисахариды, альгинаты, поливиниловый спирт, пеногаситель - стеарат алюминия, гидрофобизованный кремнезем и воду (патент США №5858928, кл. С 09 К 7/02, 1999 г.).

Известен безглинистый буровой раствор, включающий биополимер, полисахарид, гидроксид щелочного металла, смазочную добавку, водорастворимую соль кремневой кислоты и воду (патент RU №2186819, кл. С 09 К 7/02, 2002 г.). Известный состав обладает высокой реологией и структурно-механическими свойствами, что обеспечивает хорошее удержание дисперсной фазы в растворе и выносную способность выбуриваемой породы на поверхность. Кроме того, наличие в растворе поверхностно-активного вещества позволяет снижать поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что облегчает приток нефти. Недостатком этого бурового раствора является то, что он не стоек к воздействию минерализованных вод, содержащих ионы щелочно-земельных металлов. Наличие водорастворимой соли кремневой кислоты в буровом растворе будет приводить к выпадению осадков в виде силикатов щелочно-земельных металлов и нарушению баланса ионов, что в конечном счете приведет к нестабильности характеристик бурового раствора.

Наиболее близким по составу и своей технической сущности является безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий биополимер ксантанового ряда, полиалкиленгликолевый компонент и воду, а также дополнительно содержащий понизитель фильтрации, ингибитор набухания глин, биоцид, кольматант и утяжеляющую добавку (патент RU №2168531, кл. С 09 К 7/02, 2001 г.). Известный буровой раствор имеет невысокие значения фильтрационных характеристик за счет улучшенных поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств. Однако указанный известный буровой раствор не обладает достаточной стабильностью в условиях солевой агрессии и повышенных температур.

Целью данного изобретения является разработка бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов с оптимальными характеристиками, позволяющими обеспечить высокую выносную и удерживающую способность бурового раствора, с низкой фильтруемостью его в пласт и сохраняющим основные технологические параметры в условиях солевой агрессии и повышенных температур.

Поставленная цель достигается тем, что полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий биополимер ксантанового ряда, полианионную целлюлозу, ингибирующую добавку, карбонатный утяжелитель, модификатор, бактерицид и воду, отличается тем, что он содержит в качестве модификатора калиевую соль анионного сополимера акриламида «Термопас™-34» или поливиниловый спирт и дополнительно комплексную органическую добавку ФК 2000 плюс и пеногаситель, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

биополимер ксантанового ряда	0,3-0,5
полианионная целлюлоза	0,4-0,7
ингибирующая добавка	3,0-7,0
карбонатный утяжелитель	5,0-12,0
указанный модификатор	0,2-1,5
бактерицид	0,1-0,2
указанная добавка	0,5-1,0
пеногаситель	0,02-0,05
вода	остальное

Калиевая соль анионного сополимера акриламида «Термопас™-34» ТУ 2216-185-07507800-2002 выпускается производством «Акрилат» ФГУП «Пермский завод им. Кирова». Рекомендуемый диапазон концентраций в заявляемом полимерном буровом растворе составляет, мас.% 0,5-1,5.

Поливиниловый спирт (ПВС) выпускается по ГОСТ 10779-78. Рекомендуемый диапазон концентраций в заявляемом полимерном буровом растворе составляет, мас.% 0,2-0,5.

Благодаря введению в полимерный буровой раствор калиевой соли анионного сополимера акриламида или поливинилового спирта улучшаются показатели полимерного бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта.

Указанные полимеры в сочетании с биополимером ксантанового ряда и полианионной целлюлозой создают стабильную структуру за счет образования дополнительных связей между макромолекулами, обладающими высокой плотностью зарядов и содержащими несколько ионоактивных групп в каждой макромолекуле, в связи с чем резко возрастают электростатические взаимодействия между цепями.

Такой синергизм позволяет получать буровой раствор с высокой выносной и удерживающей способностью. Кроме того, калиевая соль анионного сополимера акриламида или поливиниловый спирт придают буровому раствору термостабильность и солестойкость, снижают водоотдачу. Указанные полимеры хорошо сочетаются со всеми функциональными добавками, входящими в буровой раствор.

Для повышения ингибирующих свойств и плотности в составе бурового раствора содержится хлористый калий.

Для создания дополнительной плотности в буровой раствор вводится мел.

Для повышения биологической устойчивости полимерной основы бурового раствора в него вводится бактерицид.

Для обеспечения смазочной способности и снижения межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора - углеводород» в него вводится комплексная органическая добавка, в состав которой входят масла растительного происхождения и ПАВы.

При приготовлении и циркуляции бурового раствора возможно его вспенивание, что может привести к нарушению технологических характеристик. Поэтому в буровой раствор вводится пеногаситель.

Достигаемый эффект обеспечивается комплексным воздействием всех компонентов, входящих в состав заявляемого полимерного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов.

Из существующего уровня техники нам не известно, что компоненты, входящие в состав заявляемого бурового раствора в данном сочетании, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

При приготовлении заявляемого полимерного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- Биополимер ксантановой камеди с торговым названием «ALKNOL-1602», производства компании ДАЙРЕН (Япония).

- Полианионная целлюлоза марки Полицелл-ПАЦ-в, производства ЗАО Корпорация «Эфиры целлюлозы» (ТУ 2231 -015-32957739-00).

- Калиевая соль анионного сополимера акриламида «Термопас™-34» производства «Акрилат» ФГУП «Пермский завод им. Кирова» (ТУ 2216-185-07507802-2002).

- Поливиниловый спирт марки ПВС-16/1, ГОСТ 10779-78.

- Калий хлористый, технический, ГОСТ 4868-95.

- Комплексная органическая добавка ФК-2000 Плюс производства ООО «НИТПО», г.Краснодар (ТУ 2458-001-49472578-98).

- Сульфацид - 10А, в качестве бактерицида, производства ОАО «Бератон», г.Березняки (ТУ 2458-285-00204197-2003).

- Пеногаситель - «Пента-465» производства НПК «Пента» (ТУ 2257-001-40245042-98).

- Мел технический производства ОАО "Стройматериалы", г. Белгород (ТУ 21-020350-06-92).

- Вода пресная.

Пример приготовления в лабораторных условиях заявляемого полимерного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов:

Для приготовления 1000 мл раствора в 675 мл воды растворяют 60 г хлористого калия, далее при интенсивном перемешивании вводят 3,5 г биополимера, 4 г полианионной целлюлозы. Перемешивание осуществляют до стабилизации вязкости раствора. В готовый раствор вводят 35 г 30%-ного раствора (товарный продукт) калиевой соли анионного сополимера акриламида, 2 г бактерицида, 10 г комплексной органической добавки ФК-2000 Плюс. В другой емкости в 150 мл воды затворяют 60 г мела, затем суспензию мела вводят в полимерный раствор. После перемешивания раствор считается готовым. Порядок приготовления раствора с поливиниловым спиртом аналогичный, но при этом предварительно готовят 10%-ный раствор ПВС и вместо калиевой соли анионного сополимера акриламида вводят 50 г 10%-ного раствора ПВС.

Таким образом, получают раствор со следующим содержанием компонентов, мас.%: биополимера - 0,376, полианионной целлюлозы - 0,43, калиевой соли анионного сополимера акриламида - 1,075 (или ПВС - 0,5), бактерицида - 0,215, хлористого калия - 6,45, комплексной органической добавки ФК-2000 Плюс - 1,0, мела - 6,45, воды - остальное. Плотность приготовленных растворов - 1078 кг/м³.

Буровой раствор по прототипу готовят следующим образом:

Для приготовления 1000 г раствора в 700 мл воды вводят 10 г хлористого калия и далее при интенсивном перемешивании растворяют 10 г биополимера (марки «Rhodopol»), отдельно готовят раствор ПАЦ, для чего 3 г ПАЦ растворяют в 156,3 мл воды. Приготовленные растворы смешивают и в полученную вязкую жидкость последовательно вводят 10 г ПП-2504 и 10 г Лапрола-5003 при интенсивном перемешивании в течение 20 мин. В полученный буровой раствор вводят 100 г мела, 0,2 г бактерицида и 0,5 г КОН. Таким образом, состав раствора по прототипу содержит, мас.%: биополимер - 1,0, полианионная целлюлоза - 0,3, ПП-2504 - 1,0, Лапрол-5003 - 1,0, мел - 10,0, хлористый калий - 1,0, бактерицид - 0,02, КОН - 0,05, вода - остальное.

Оценку основных технологических параметров буровых растворов проводили с помощью стандартных приборов и методик в соответствии с РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов».

Плотность растворов определяли весовым методом. Условную вязкость измеряли вискозиметром ВБР-1. Водоотдачу контролировали на приборе ВМ-6. Структурно-реологические характеристики на приборах СНС-2 и ВСН-3. Кроме того, с помощью фильтрационных экспериментов определяли влияние фильтрата буровых растворов на фазовую проницаемость по нефти. Фильтрационные эксперименты проводили при температуре 60°С. Исследования проводили на линейных насыпных моделях длиной 20 см и площадью 5,31 см². Пористой средой являлся кварцевый песок. Проницаемость регулировали размером частиц песка. Керны вакуумировали и насыщали нефтью. Определяли пористость модели. В прямом направлении в режиме постоянного расхода прокачивали два поровых объема нефти вязкостью 5 мПа·с. На этой стадии определяли проницаемость керна и подвижность нефти. Затем в обратном направлении в керн закачивали два поровых объема фильтрата бурового раствора. Керн выдерживали в течение 5 часов в изотермических условиях, после чего в прямом направлении прокачивали нефть до установившегося режима фильтрации. Рассчитывали подвижность нефти и ее изменение по сравнению с первоначальной подвижностью. Влияние фильтрата бурового раствора на проницаемостные характеристики нефтяного пласта оценивали по изменению фазовой проницаемости керна по нефти и величине коэффициента восстановления проницаемости, равного отношению подвижностей.

В таблице 1 приведены данные о компонентном составе исследованных растворов и их технологические характеристики.

В таблице 2 приведены результаты фильтрационных экспериментов по степени влияния заявляемого бурового раствора и прототипа на фазовую проницаемость пористой среды по нефти.

Эффективность стабилизирующего действия, которое оказывает калиевая соль анионного сополимера акриламида или ПВС, оценивали по изменению структурно-реологических показателей и величине водоотдачи при воздействии на буровой раствор водорастворимых солей кальция и магния и выдерживании растворов при температуре 90°С в течение 5 часов. Результаты отражены в табл.3.

Как следует из анализа данных табл.1, параметры заявляемого полимерного бурового раствора удовлетворяют основным технологическим показателям, предъявляемым к буровым растворам для вскрытия продуктивных пластов. Водоотдача состава по прототипу выше, чем у заявляемого раствора. Из таблицы 2 видно, что фильтрат заявляемого полимерного бурового раствора при проникновении в пласт незначительно снижает фазовую проницаемость пористой среды по нефти. Кроме того, фазовая проницаемость по нефти может быть существенно повышена дополнительно обработкой призабойной зоны реагентами, с помощью которых легко разрушаются полимерные составляющие бурового раствора.

Результаты эксперимента (табл.3) по эффективности стабилизирующего воздействия, которое оказывается с введением в полимерный раствор калиевой соли анионного сополимера акриламида или ПВС, показывают, что при выдерживании заявляемого полимерного бурового раствора в условиях повышенных температур и солевой агрессии структурно-реологические характеристики не изменяются, а величина водоотдачи изменяется незначительно, тогда как в растворе, который взят за прототип, водоотдача возросла в большей степени (с 5,8 до 15,0).

Таким образом, заявляемый полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов имеет оптимальную структуру, которая позволяет добиться качественного вскрытия пласта при сохранении проницаемости призабойной зоны и одновременно обеспечить стабильность структурно-реологических и фильтрационных свойств бурового раствора в условиях полисолевой минерализации и в широком диапазоне температур (до 90°С), что обеспечит снижение затрат на регулирование свойств бурового раствора в процессе бурения за счет снижения общего расхода реагентов из-за повышения устойчивости технологических показателей бурового раствора.

Таблица 2
Фазовая проницаемость керна по нефти, мкм2	Коэффициент восстановления проницаемости керна, %
Исходная	Конечная, после прокачки 5-ти поровых объемов нефти	Прототип	Заявляемый раствор
Прототип	Заявляемый раствор
0,01	0,0078	0,0081	77,9	80,7
0,05	0,039	0,041	78,1	81,1
0,10	0,079	0,0835	78,9	83,5
0,50	0,040	0,4215	80,3	84,3
1,00	0,815	0,857	81,5	85,7
Таблица 3
Состав бурового раствора	Содержание солей, % (CaCl2+MgCl2)	Технологические показатели*
Пласт. вязкость, мПа·с	ПДНС, дПа	СНС, дПа (1/10)	Водоотдача, см3/30 мин
По прототипу	0,0
По прототипу	1,5
Заявляемый №2	0,0
Заявляемый №2	1,5
Заявляемый №5	0,0
Заявляемый №5	1,5
*В числителе - после приготовления; в знаменателе - после выдержки в течение 5 часов при температуре 90°С

Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов, включающий биополимер ксантанового ряда, полианионную целлюлозу, ингибирующую добавку, карбонатный утяжелитель, модификатор, бактерицид и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве модификатора калиевую соль анионного сополимера акриламида «Термопас^ТМ 34» или поливиниловый спирт и дополнительно комплексную органическую добавку ФК 2000 плюс и пеногаситель, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Биополимер ксантанового ряда	0,3-0,5
Полианионная целлюлоза	0,4-0,7
Ингибирующая добавка	3,0-7,0
Карбонатный утяжелитель	5,0-12,0
Указанный модификатор	0,5-1,5
Бактерицид	0,1-0,2
Указанная добавка	0,5-1,0
Пеногаситель	0,02-0,05
Вода	Остальное