Буровой раствор низкой плотности (варианты)

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение качества бурового раствора за счет улучшения его изолирующих, реологических свойств и стабильности. Буровой раствор низкой плотности содержит, мас.%: бентонит 1-2, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,6-0,8, гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок" 0,1-0,2, ксантановый биополимер 0,08-0,10, гидрофобизатор 0,05-0,10, алюмосиликатные микросферы 5-20, вода -остальное. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит 1,0-1,4 мас.% карбоксиметилированного крахмала. 2 н.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, в которых в качестве облегчающих добавок используются твердые газонаполненные частицы низкой плотности.

Известные рецептуры растворов с низкой плотностью, содержащие глину, стабилизатор, пластмассовые микробаллоны, модифицированные органоалюмосиликанатом натрия, и воду [1]. Недостатком такого раствора является низкая прочность пластмассовых микробаллонов, вследствие чего под давлением повышается плотность, ухудшаются технологические свойства раствора.

Наиболее близким аналогом (прототипом) по назначению, технической сущности и совокупности признаков к заявляемому буровому раствору является несжимаемый облегченный полыми микросферами буровой раствор низкой плотности [2], содержащий, мас.%:

Бентонит	3,0-10,0
Стабилизатор (КМЦ)	0,3
Понизитель вязкости (УЩР)	0,5-1,0
Алюмосиликатные микросферы	20,0-60,0
Вода	Остальное

Недостатком этого известного бурового раствора является большое содержание в нем бентонита, вследствие чего для снижения плотности требуется также большой расход микросфер. Раствор имеет большую толщину и повышенную проницаемость фильтрационной корки, низкие структурно-механические свойства, не стабилен - микросферы всплывают и скапливаются у поверхности раствора. Эти недостатки снижают показатели бурения и качество вскрытия продуктивных пластов.

Техническая задача, стоящая при создании изобретения, - повышение качества вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями и предупреждение осложнений при бурении.

Техническим результатом данного изобретения является повышение качества бурового раствора за счет улучшения его изолирующих, реологических свойств, стабильности, в совокупности обеспечивающими сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при его вскрытии.

Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор, содержащий бентонит, стабилизатор, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, алюмосиликатные микросферы и воду, дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок», ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит	1,0-2,0
Стабилизатор - КМЦ	0,6-0,8
Гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок»	0,1-0,2
Биополимер ксантановый	0,08-0,10
Гидрофобизатор	0,05-0,10
Алюмосиликатные микросферы	5,0-20,0
Вода	Остальное

Вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор может содержать 1,0-1,4% карбоксиметилированного крахмала.

Указанный состав является основой бурового раствора, в зависимости от условий бурения в него могут быть введены дополнительно смазочные добавки, пеногасители.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод о том, что заявляемый буровой раствор отличается от известного дополнительным содержанием гидролизованного полиакрилонитрила «унифлок», ксантанового биополимера и гидрофобизатора. Кроме того, он отличается от известного также количественным соотношением компонентов. Поэтому заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна».

В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор плотностью 0,89-0,98 г/см³ с оптимальными технологическими параметрами, соответствующими условиям вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями. В то же время этот раствор в сравнении с раствором-прототипом содержит в 2 и более раз меньше твердой глинистой фазы. За счет снижения содержания глинистой фазы необходимые значения плотности бурового раствора достигаются при меньшем содержании облегчающей добавки - микросфер. Взаимное влияние компонентов друг на друга обеспечивает снижение толщины, проницаемости фильтрационной корки, способствует гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярного давления в порах, уменьшению фильтрации и сохранению первоначальной проницаемости пласта.

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

В заявляемом составе бурового раствора в качестве облегчающей добавки использовали алюмосиликатные полые микросферы - АСПМ марки МС-400, плотностью 0,6 г/см³ производства ЗАО «Гранула» (г.Екатеринбург).

Ксантановый биополимер является микробным экзополисахаридом, выпускается за рубежом под различными торговыми марками: Родопол, Saboksan, Биоксан, Ceroga, Duovis, Biolam, Alknol и др., но имеет одни и те же физико-химические и технологические свойства. Нами в экспериментах использовались Родопол, Saboksan и Ceroga. Принципиальных отличий по свойствам между ними нет.

В качестве гидрофобизаторов могут быть использованы поверхностно-активные вещества как ИВВ-1, Нефтенол-ГФ, Неонол БС-1 и др. Они обычно используются при обработке призабойной зоны скважины.

Раствор готовят следующим образом.

В воде диспергируют бентонит. Затем раствор обрабатывают заранее приготовленными водными растворами биополимера, КМЦ и «унифлока». При тщательном перемешивании в состав вводят гидрофобизатор. Состав перемешивают до окончания взаимодействия компонентов с глинистой фазой, что фиксируется по прекращению повышения вязкости раствора.

После этого в раствор добавляют алюмосиликатные полые микросферы и перемешивают до получения однородного, стабильного раствора.

Пример приготовления бурового раствора (состав 2).

В 589 мл технической воды диспергируют 10 г бентонита, затем в глинистую суспензию при постоянном перемешивании последовательно добавляют 100 мл биополимерного раствора с концентрацией 1,0%, 160 мл 5%-ного водного раствора КМЦ и 40 мл 5%-ного водного раствора «унифлока». Затем добавляют 1,0 г гидрофобизатора ИВВ-1. Перемешивание продолжают до стабилизации вязкости полученной композиции, после чего добавляют 100 г алюмосиликатных полых микросфер МС-400. Перемешивают до получения однородного, стабильного раствора.

В результате получают буровой раствор низкой плотности со следующим соотношением компонентов, мас.%: бентонит 1,0; КМЦ 0,8; «униф-лок» 0,2; ксантановый биополимер Родопол 0,1; гидрофобизатор ИВВ-1 0,1; алюмосиликатные полые микросферы МС-400 10,0; вода остальное.

Аналогичным образом готовят растворы с различным соотношением компонентов. Состав и свойства заявляемого и известного облегченного бурового раствора представлены в табл.1 и 2.

Как видно из табл.1 и 2 заявляемый буровой раствор количественно и качественно отличается от раствора-прототипа. За счет высоких значений статического напряжения сдвига и реологического критерия предложенный раствор образует прочную структуру, обеспечивающую высокую стабильность раствора, вынос выбуренной породы и качественную очистку ствола.

Таблица 1
Состав растворов
№ пп	Состав раствора, мас.%
	Бентонит	Стабилизатор	Биополимер	Унифлок	Гидрофобизатор ИВВ-1	Алюмосиликатные микросферы	Вода
КМЦ	КМК	Родопол	Ceroga	Saboksan
1	1	0,6	-	0,08	-	-	0,1	0,05	5	остальное
2	1	0,8	-	0,1	-	-	0,2	0,1	10	остальное
3	1	0,8	-	0,1	-	-	0,2	0,1	15	остальное
4	1	0,8	-	0,1	-	-	0,2	0,1	20	остальное
5	2	0,6	-	0,08	-	-	0,1	0,05	5	остальное
6	2	0,8	-	0,1	-	-	0,2	0,1	20	остальное
7	1	0,8	-	-	0,1	-	0,2	0,1	10	остальное
8	1	0,8	-	-	-	0,1	0,2	0,1	10	остальное
9	1	-	1,0	0,08	-	-	0,1	0,05	5	остальное
10	2	-	1,0	0,1	-	-	0,2	0,1	10	остальное
11	2	-	1,4	0,1	-	-	0,2	0,1	20	остальное
12	2	-	1,0	-	0,1	-	0,2	0,1	10	остальное
13	2	-	1,0	-	-	0,1	0,2	0,1	10	остальное
14	1	-	1,4	-	0,08	-	0,1	0,1	10	остальное
15	1	-	1,4	-	-	0,08	0,1	0,1	10	остальное
16	2	-	1,0	-	0,1	-	0,2	0,1	20	остальное
17	2	0,8	-	-	-	0,1	0,2	0,1	20	остальное
По прототипу
18	3	0,3	-	-	-	-	-	-	20	остальное
19	7	0,3	-	-	-	-	-	-	20	остальное
20	3	0,3	УЩР-0,5	-	-	-	-	-	50	остальное
21	10	0,3	-	-	-	-	-	-	20	остальное

Таблица 2
Свойства растворов
Состав растворов	Свойства растворов
Плотность, (d), г/см3	Условная вязкость, (Т), с	CHC1/10, дПа	Показатель фильтрации, см3/30 мин	рН	Пластическая вязкость, (ηпл), мПа·с	Динамическое напряжение сдвига, (τ0), дПа	Реологический критерий, , c-1	Стабильность раствора в течение 1 суток, dниз/dверх
1	0,98	83	22/28	5,2	10,0	24,5	171	697	0,98/0,98
2	0,96	130	29/36	4,8	9,9	28,0	223	797	0,96/0,96
3	0,93	120	34/43	4,4	9,8	33,6	289	860	0,93/0,93
4	0,89	156	38/52	4,0	9,8	36,6	337	921	0,89/0,89
5	0,99	146	36/38	4,2	9,8	16,4	124	756	0,90/0,90
6	0,90	160	72/86	4,2	10	36,0	288	800	0,96/0,96
7	0,96	123	27/34	4,6	9,9	29,0	196	676	0,96/0,96
8	0,96	133	33/38	4,7	9,9	31,0	216	696	0,98/0,98
9	0,98	62	23/29	5,0	9,7	22,0	156	709	0,96/0,96
10	0,96	77	21/26	4,5	9,6	30,0	125	416	0,89/0,89
11	0,89	144	37/49	4,1	9,7	32,0	192	600	0,96/0,96
12	0,96	50	22/34	3,8	9.8	20,0	118	590	0,95/0,95
13	0,95	77	31/26	4,7	9,9	28,0	148	528	0,96/0,96
14	0,96	70	36/48	4,3	9,4	18,5	170	920	0,96/0,96
15	0,96	53	38/53	3,5	10,7	17,0	120	705	0,94/0,94
16	0,90	101	24/31	2,8	9,6	42,0	158	376	0,94/0,93
17	0,93	144	34/38	4,1	9,7	46,0	197	428	0,92/0,89
По прототипу
18	0,90	78	15/33	3,7	8,8	27,0	81	300	0,95/0,91
19	0,93	86	31/61	2,8	8,5	33,0	102	309	0,98/0,93
20	0,86	172	3/12	3,4	8,9	24,0	38	158	0,90/0,85
21	0,96	150	45/71	2,5	8,6	41,0	99	241	-

Содержание алюмосиликатных микросфер в растворе меньше 5% приводит к несущественному снижению плотности раствора, а повышение содержания более 20% значительно ухудшает его реологические свойства. Содержание других компонентов больше или меньше указанных пределов также ухудшает технологические свойства растворов, поэтому указанные пределы содержания ингредиентов в растворе являются оптимальными. Свойства растворов с одним и тем же количеством микросфер, но с разными биополимерами мало отличаются друг от друга (составы 2, 7 и 8). Вместо КМЦ в растворе в качестве стабилизатора может быть использован карбоксиметилированный крахмал (КМК) в количестве 1,0-1,4% (составы 9 и 17) как с Родополом, так и с другими биополимерами.

За счет преимущественно полимерной структуры заявляемого раствора обеспечивается высокая стабильность - плотность растворов в верхней и нижней частях не отличаются друг от друга, тогда как в растворах по прототипу плотности отличаются на 0,03-0,05 г/см³ (табл.2). Определение изолирующей способности заявляемого бурового раствора и раствора-прототипа провели следующим образом. После определения водоотдачи бурового раствора на пресс-фильтре слили раствор и промыли ячейку прибора технической водой. Затем в динамике наблюдали за фильтрацией технической воды через фильтрационную корку, образованную буровым раствором, и по формуле Дарси рассчитали проницаемость фильтрационной корки по воде.

При фильтрации предлагаемого раствора образуется тонкая плотная фильтрационная корка, а раствора-прототипа рыхлая толстая корка. Соответственно, объем воды, профильтровавшейся через корки, равны 2,0 и 5,0 мл. Проницаемость фильтрационной корки, образованной предлагаемым раствором, в 4,93 раза меньше, чем у фильтрационной корки, образованной раствором-прототипом (табл.3).

Таблица 3
Толщина и коэффициенты проницаемости фильтрационных корок буровых растворов
Состав раствора	Толщина корки, мм	Объем воды, профильтрованный через воду, мл	Коэффициент проницаемости корки, мкм2
№2 (предлагаемый)	0,5	2,0	0,14-10-6
№18 (по прототипу)	2	5,0	0,69*10-6

Исследования на установке УИПК-1М предлагаемого состава (№№2 и 12) показали, что после фильтрации раствора проницаемость керна Северо-Конитлорского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» пласт 2-3 БС-10 восстанавливается на 85-99%.

Такие высокие значения коэффициента восстановления проницаемости обеспечивают повышение качества вскрытия низконапорных продуктивных пластов.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №1661185, кл. С09К 7/02, 1991.

2. Несжимаемые, облегченные полыми микросферами, буровые растворы низкой плотности. / Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Растегаев Б.А. // Тр. / ОАО НПО «Бурение». - Краснодар. - 2002. - Вып.8. - с.49-61.

1. Буровой раствор низкой плотности для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, содержащий бентонит, стабилизатор карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, алюмосиликатные микросферы и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок", ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем содержании компонентов, мас.%:

Бентонит	1-2
Стабилизатор - КМЦ	0,6-0,8
Гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок"	0,1-0,2
Ксантановый биополимер	0,08-0,10
Гидрофобизатор	0,05-0,10
Алюмосиликатные микросферы	5-20
Вода	Остальное

2. Буровой раствор низкой плотности для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, содержащий бентонит, стабилизатор, алюмосиликатные микросферы и воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве стабилизатора карбоксиметилированный крахмал и дополнительно - гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок", ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем содержании компонентов, мас.%:

Бентонит	1-2
Карбоксиметилированный крахмал	1,0-1,4
Гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок"	0,1-0,2
Ксантановый биополимер	0,08-0,10
Гидрофобизатор	0,05-0,10
Алюмосиликатные микросферы	5-20
Вода	Остальное