Высокоингибированный безглинистый эмульсионный буровой раствор

Изобретение относится к области бурения и строительства скважин. Технический результат - увеличение скорости бурения и проходки на долото, снижение сроков строительства скважины, экологическая безопасность, высокие триботехнические свойства, низкие фильтрационные свойства, высокая термостабильность, высокая стабильность раствора во времени. Безглинистый эмульсионный буровой раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях, скважин с аномально высоким и аномально низким пластовым давлением, а также для первичного вскрытия продуктивных коллекторов содержит, мас.%: биополимер ксантанового типа 0,15-0,29; крахмал модифицированный 1,4-2,5; карбонатный утяжелитель - микрокальцит с размером частиц 5-100 мкм 1,0-12; углеводородную основу - смесь продуктов олигомеризации олефинов, минеральных дистиллятных и остаточных базовых масел марки «Neoinvert Oil» 12,5-17,3; эмульгатор на основе жирных кислот «NeoInvert K» 0,8-1,2; ингибитор и термостабилизатор полисахаридного полимера - формиат калия 0,5-25; ингибитор набухания глинистых материалов - смесь полигликолей и алифатических амидов со слабокатионными свойствами «Ингидол А» 0,5-0,73; регулятор рН - гидроксид натрия 0,1-0,25; пеногаситель 0,07-0,1; бактерицид 0,04-0,1; вода остальное; баритовый концентрат в качестве дополнительного утяжелителя до плотности 1400-1500 кг/м3 сверх 100 мас.%. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Область техники

Изобретение относится к области бурения, строительства скважин, а именно к высокоингибированным безглинистым эмульсионным буровым растворам для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях, скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и аномально низким пластовым давлением (АНПД), наклонно-направленных и горизонтальных скважин, боковых стволов, сложенных как крепкими, так и неустойчивыми, трещиноватыми с большим углом залегания, склонными к осыпям и обвалам, набуханию, диспергированию и кавернообразованию породами, а также скважин с высокими забойными температурами (до 150°С), а также для первичного вскрытия продуктивных коллекторов.

Предшествующий уровень техники

Одной из основных проблем, возникающих при строительстве скважин, особенно в сложных геолого-технических условиях, является сохранение устойчивости ствола на протяжении всего периода строительства скважины. Потеря устойчивости глинистых пород обуславливается физико-механическими факторами, такими как ослабление несущей способности в приствольной зоне, и физико-химическими факторами, связанными с взаимодействием бурового раствора с породами стенок скважины. При этом решающее влияние на устойчивость стенок скважины оказывают процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействия буровых растворов с комплексом вскрываемого бурением массива горных пород.

Одним из условий успешного бурения пологих и горизонтальных скважин является использование буровых растворов с оптимальными реологическими свойствами, достаточными для обеспечения качественной очистки ствола скважины от выбуренной породы, транспортирования ее на поверхность, но при этом предупреждающими возникновение больших избыточных гидравлических сопротивлений.

Наиболее серьезные проблемы, связанные с неустойчивостью ствола скважины, возникают при вскрытии интервалов, представленных не набухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, характеризующимися пониженной прочностью, особенно при вскрытии данных пород под большим зенитным углом (70° и более).

Такой раствор также должен обладать высокими ингибирующими свойствами по отношению к породам разреза, слагающим стенки скважины, обеспечивая их устойчивость на протяжении всего периода строительства, высокими смазочными свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, капсулирующими свойствами для предотвращения диспергирования шлама в процессе транспортировки его на поверхность; низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.

В состав такого бурового раствора должны включаться реагенты, формирующие низкопроницаемый кольматационный экран в призабойной зоне пласта, который к периоду освоения скважины может быть легко разрушен за счет биологической или химической деструкции, тем самым обеспечивая восстановление проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. В настоящее время в отечественной и зарубежной практике строительства скважин в качестве таких реагентов используют полисахаридные полимеры (крахмал, биополимеры, эфиры целлюлозы).

В большинстве случаев, предотвратить возникновение проблем, связанных с неустойчивостью ствола скважины, позволяет использование буровых растворов на углеводородной или синтетической основе.

Для бурения скважин в осложненных условиях и при вскрытии продуктивных пластов в условиях наклонно-направленных и горизонтальных скважин используются также буровые растворы на углеводородной основе (РУО), в том числе обращенные (обратные или инвертные) эмульсии типа «вода в масле». Поскольку дисперсионной средой таких систем является инертная по отношению к глинам углеводородная фаза, основным преимуществом растворов на нефтяной основе является их высокая ингибирующая способность по отношению к глинистым породам разреза, а также сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Кроме того, РУО характеризуются высокой смазочной способностью.

Основными недостатками РУО являются их экологическая опасность и высокая пожароопасность. Кроме того, сложность управления свойствами РУО, повышение плотности в процессе бурения ввиду высоких структурно-реологических показателей, а также трудности в интерпретации результатов ГИС, основанных на электропроводности, ограничивают применение РУО.

С целью устранения этих недостатков разрабатываются эмульсионные буровые растворы типа «масло в воде» со свойствами, близкими к свойствам РУО. В качестве дисперсной фазы в этих системах могут использоваться как нефтепродукты (нефть, дизтопливо), так и другие углеводородсодержащие продукты.

Из патента RU 2645012, опубл. 15.02.2018 известно применение безглинистого биополимерного бурового раствора, содержащего ингибитор гидратации глин, включающего воду, биополимер ксантанового ряда, модифицированный крахмал, соль калия, карбонатный утяжелитель и комплексный ингибитор, включающий углеводородную фазу, ингибитор набухания глинистых материалов, формиат калия, эмульгатор прямых эмульсий. В качестве ингибитора набухания глинистых материалов используют прямую эмульсию содержащую насыщенный водный раствор формиата калия, углеводородную фазу - дизельные или минеральные или синтетические масла, эмульгатор - оксиэтилированные спирты и/или алкилфенолы и битумную эмульсию, модифицированную методом сульфирования. Однако, раствор имеет низкие триботехнические свойства, высокие концентрации в системах буровых растворов для достижения заявленных ингибирующих свойств, недостаточную термостабильность, невозможность использования ингибитора в системах буровых растворов при первичном вскрытии продуктивных коллекторов по причине наличия в рецептуре битумной эмульсии.

Из патента RU 2655276, опубл. 24.05.2018, известен утяжеленный минерализованный безглинистый буровой раствор, содержащий формиат натрия, полисахарид ксанатанового типа «StabVisco-F», модифицированный крахмал «МК-3», гидрофобизирующую жидкость ГКЖ-11, смазывающую добавку «Экстра-С» и воду. А так же утяжеляющую добавку - галенитовый утяжелитель до плотности 1900-2600 кг/м3 сверх 100 мас. %.

Известен способ приготовления эмульсионного безглинистого бурового раствора, согласно которому осуществляют приготовление двух растворов - на углеводородной основе и водной основе, и их смешение между собой путем введения раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, при этом в качестве раствора на углеводородной основе используют раствор сложного эфира ненасыщенной жирной кислоты и многоатомного спирта в нефтепродукте, в качестве раствора на водной основе готовят водный раствор смеси карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и полиэтиленоксида (при этом перед их введением в водный раствор готовят отдельно водный раствор КМЦ и водный раствор полиэтиленоксида), при этом исходные компоненты берут в следующем соотношении, в мас. %: углеводородный продукт (нефть, дизтопливо) - 5,0-20,0; ПАВ-эмульгатор на основе сложного эфира жирной кислоты и многоатомного спирта (например, эмультал, пентол, украмин) - 0,1-3,0; КМЦ - 0,1-3,0; полиэтиленоксид - 0,01-1,0 и воду - остальное (см., например, авт. свид. СССР №1361165, кл. С09К 7/02, от 1985 г.). При необходимости указанный раствор может содержать соль и утяжелитель.

Эмульсионный буровой раствор, приготовленный по указанному способу, характеризуется высокой стабильностью эмульсии во времени, низкими значениями показателя фильтрации и высокими показателями устойчивости глинистых пород при контакте с фильтратом бурового раствора.

Недостатками бурового раствора, приготовленного по указанному известному способу, являются предельно высокие структурно-реологические показатели, низкая капсулирующая способность по отношению к выбуренной породе, неудовлетворительные для бурения пологих и горизонтальных скважин показатели «нелинейности» (n=0,6-0,7) и коэффициента консистенции, что способствует возникновению избыточных гидравлических сопротивлений, и отрицательно влияет на очистную способность бурового раствора.

Кроме того, недостатком является и сложность технологии приготовления, так как перед смешиванием углеводородной и водной фаз все компоненты, за исключением нефтепродукта, должны быть отдельно приготовлены в виде пресных водных растворов определенной концентрации, а ПАВ с нефтепродуктом также готовится в отдельной емкости. Такая технология потребует наличия нескольких дополнительных емкостей на скважине, а в зимнее время и обеспечения их обогрева с целью предупреждения замерзания водных растворов, что приведет к значительному удорожанию стоимости буровых работ.

Наиболее близким к заявляемому буровому раствору является эмульсионный биополимерный буровой раствор, известный из патента RU 2255105, опубл. 27.06.2005, приготовленный путем введения раствора на водной основе в раствор на углеводородной основе, при этом в качестве раствора на углеводородной основе готовят углеводородный раствор биополимера, в качестве раствора на водной основе готовят водный раствор смеси щелочного ПАВ - стабилизатора эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей с биополимером. В качестве углеводородной жидкости используют нефтепродукты и/или высшие спирты. В буровой раствор дополнительно вводят гелеобразователь - формиат калия и водорастворимый силикат.

Благодаря тому, что водный раствор содержит смесь щелочного ПАВ-стабилизатора эмульсии на основе оксиэтилированных этанолов и/или гликолей с биополимером, обеспечивается повышение смазочной и ингибирующей способности, улучшение капсулирующих свойств полученного бурового раствора.

Однако, технология приготовления достаточно усложнена, раствор имеет низкие тиксотропные свойства, а кроме того, из-за наличия в составе силиката калия, его не рекомендуется использовать при первичном вскрытии продуктивных коллекторов.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка высокоингибированного термостабильного утяжеленного эмульсионного безглинистого бурового раствора на основе прямой эмульсии с низким содержанием твердой фазы, улучшенными структурно-реологическими свойствами: высокая триботехнические свойства, низкая прихватоопасность, высокая ингибирующая способность, высокая термостабильность, низкая коррозионная активность,

Раскрытие изобретения

Технический результат, достигаемый заявленным изобретением: экологическая безопасность, высокие триботехнические свойства, низкие фильтрационные свойства, высокая термостабильность, высокая стабильность раствора во времени (сут), высокие технико-экономические показатели бурения, а именно увеличение скорости бурения и проходки на долото, и как следствие, снижение сроков строительства скважины.

Эмульсионный буровой раствор предназначен для бурения и закачивания вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных скважин и боковых стволов, сложенных как крепкими, так и неустойчивыми, трещиноватыми с большим углом залегания, склонными к осыпям и обвалам, набуханию, диспергированию и кавернообразованию породами, а также скважин с высокими забойными температурами (до 150°С).

Указанный технический результат достигается применением высокоингибированного безглинистого эмульсионного бурового раствора для бурения в сложных горногеологических условиях, скважин с АВПД и АНПД, а также для первичного вскрытия продуктивных коллекторов, включающего водную фазу, полисахаридный полимер - биополимер ксантанового типа и модифицированный крахмал, углеводородную основу - смесь продуктов олигомеризации олефинов, минеральных дистилятных и остаточных базовых масел марки «Neoinvert Oil», эмульгатор на основе жирных кислот «NeoInvert K», ингибитор набухания глинистых материалов смесь полигликолей и алифатических амидов со слабокатионными свойствами «Ингидол А», ингибитор и термостабилизатор полисахаридного полимера - формиат калия, регулятора рН - гидроксид натрия, карбонатный утяжелитель - микрокальцит с размером частиц 5-100 мкм, и технологические добавки - пеногаситель и бактерицид, при следующем соотношении компонентов, в мас.%:

Биополимер 0,15-0,29
Крахмал модифицированный МК 1,4-2,5
Микрокальцит 1,0-12
Neoinvert Oil 12,5-17,3
Neoinvert К 0,8-1,2
Формиат калия 0,5-25
Ингидол А 0,5-0,73
Гидроксид натрия 0,1-0,25
Пеногаситель 0,07-0,1
Бактерицид 0,04-0,1
Вода остальное,

и баритовый концентрат - в качестве дополнительного утяжелителя до плотности 1400-1500 кг/м3 сверх 100 мас. %.

Буровой раствор, применяемый при бурении пород с высокой степенью разупрочнения, а так же для повышение общего ингибирования системы, может дополнительно содержать в качестве ингибитора набухания глинистых материалов смесь модифицированных гильсонитов и битумов марки «Ингидол ГГЛ» в количестве до 1,7 мас. %.

Буровой раствор, применяемый в качестве дополнительного утяжелителя при бурении скважин с АВПД, может дополнительно содержать в качестве утяжелителя, термостабилизатора и консерванта формиат натрия в количестве до 12 мас. %.

Вышеуказанное техническое решение осуществляется за счет использования следующих компонентов.

Биополимер ксантанового ряда - ксантановая камедь, например, Ectazan С, FLOXANN и др., обеспечивает в системе необходимые структурно-реологические свойства, улучшает выносную и удерживающую способность, а также высокие показатели ВНСС.

В качестве биополимера ксантанового типа возможно использование биополимеров таких марок, как Ectazan С, FLOXANN, Xantan gum и др.

Биополимеры (т.н. ХВ POLYMER) марок Ectazan С и Xantan gum (производитель HAIHUA INDUSTRY GROUP (Китай), сертификат соответствия Системы ТЭКСЕРТ на ТЭКСЕРТ CN.03-19.H08513, выданный ОС «Нефтепромхим». Ectazan С - очищенный ксантановый биополимер, является высокомолекулярным биополимером и, в основном, используется в качестве модификатора вязкости, а также хорошего удерживающего агента в буровых растворах на пресной воде и соленой воде, а также в качестве загустителя кислот при кислотных обработках. Xantan gum - ксантановая камедь, ксантан, ксантановая смола, ксантановый биополимер, ксантановый загуститель для буровых растворов, синонимы и международные названия Е415, XANTHAN GUM, XANPLEX, XANPOL, Ziboxan, Zibozan и др.

Крахмал модифицированный (МК) - термостабильный понизитель фильтрации, предназначен для снижения фильтрации в системе бурового раствора со степенью минерализации до насыщения. Отличается высокой стабилизирующей способностью, повышенной стойкостью к био-, термо-, механодеструкции.

Комплексный ингибитор «Ингидол ГГЛ» (ТУ 2458-131-14023401-2016) - реагент содержит ультрадисперсный гильсонит, модифицированные битумы, а также композицию гликолей, производных жирных кислот и других компонентов. Предназначен для применения в нефтяной и газовой промышленности, в буровых растворах при строительстве и ремонте скважин, с целью ингибирования глинистых пород, микрокольматирования стенок скважины и снижения внутрискважинных сил трения. Обеспечивает высокий кольматационный эффект, что подтверждается снижением фильтрации (особенно при повышенных температурах). Обеспечивает образование тонкой, эластичной фильтрационной корки, способствующей снижению триботехнических и антиприхватных свойств бурового раствора. Наличие гильсонита и асфальтенов в составе «Ингидола ГГЛ» блокирует микротрещины аргиллитов, также препятствует процессам диффузии, капиллярной пропитки и поверхностной гидратации глинистых минералов, что снижает сроки их обводненности, соответственно, обеспечивая повышенную устойчивость ствола скважины.

Ингибитор «Ингидол А» (ТУ 2458-018-14023401-2010) - представляет собой композицию амидов алифатического ряда со слабокатионными свойствами и полигликолей, является органическим ингибитором набухания глин, "цементирующих" аргиллитоподобные и алевролитистые отложения и применяется в минерализованных или соленасыщенных буровых растворах на водной основе, применение «Ингидол А» препятствует диспергированию глинистого "цемента" и предотвращает осыпи стенок скважины, сложенных аргиллитами и алевролитами ("шоколадными" глинами).

Комплексный термостабильный эмульгатор для бурения на растворах на углеводородной основе (РУО) «NeoInvert K» (ТУ 2458-037-14023401-2012) - продукт на основе жирных кислот. Солестойкий эмульгатор предназначен для образования и сохранения однородной дисперсионной среды. Согласно классификации по размеру частиц, эмульсию на основе «NeoInvert K» можно отнести к миниэмульсиям: 400 нм>d>100 нм. Согласно правилу Банкрофта, непрерывной становится та фаза, в которой эмульгатор лучше растворим. «NeoInvert K» лучше растворим в водной фазе, поэтому в системах с «Neoinvert K» водная фаза непрерывна (образуется прямая эмульсия). Механизмы устойчивости эмульсий на основе «NeoInvert K»: электростатический, стерический, осмотический. Основной фактор обеспечения устойчивости прямой эмульсии на основе «NeoInvert K» - структурно-механический барьер (СМБ). Прямая эмульсия на основе «NeoInvert K» для дополнительной стабилизации использует микродисперсные частицы, присутствующие в растворе (бентонит, микромрамор и пр.) То есть, эмульсия на основе «NeoInvert K» - это «эмульсия Пикеринга». Эмульсии Пикеринга представляют собой дисперсии, стабилизированные, помимо основного эмульгатора, твердыми частицами, закрепленными на границе масло-вода.

Состав для приготовления буровых эмульсий «Neoinvert ОН» (ТУ 2458-134-14023401-2016) - предназначен для применения в нефтяной и газовой промышленности для приготовления буровых растворов на углеводородной основе (дисперсионная среда). Представляет собой смесь продуктов олигомеризации олефинов и минеральных дистилятных и остаточных базовых масел.

Пеногаситель - например, Росфлок ПГ, Defomex, Гаспен-Силшон - представляет собой реагент на основе модифицированных силиконов с добавлением с добавлением поверхностно-активных веществ. Предназначен для эффективного удаления и предотвращения пенообразования. В качестве пеногасителя возможно использование марок Росфолк ПГ (ТУ 2458-010-22361394-2007), Гаспен-Силикон (ТУ 2458-039-14023401-2012), Defomex (Lamberti, Италия) и др.

Бактерицид - например, Биоцидол, Росфлок БЦД - представляет собой композицию на основе четвертичных аммониевых соединений. Предназначен для предотвращения бактериального разложения используемых в рецептуре полисахаридных реагентов, а также для подавления жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, вызывающих коррозию оборудования. В качестве бактерицида используют Биоциодол (ТУ 2458-008-14023401-2012), Росфлок БЦД (ТУ 2458-012-22361394-2009) и др.

Формиат калия - представляет собой калиевую соль муравьиной кислоты. Используется в качестве органического ингибитора гидратации, набухания и дезинтеграции сланцев глинистых минералов, а также для повышения термостабильности полисахаридных составляющих системы.

Формиат натрия - представляет собой натриевую соль муравьиной кислоты. Используется по мере необходимости в качестве органического утяжелителя при бурении с высокими плотностями для снижения инертной твердой фазы а также дополнительного термостабилизатора.

Микрокальцит (Ca2CO3) - представляет собой продукт измельчения и тонкого помола (определенной фракции в мкм) природного мрамора. Применяется в качестве кольматационного наполнителя для создании на стенках скважины низкопроницаемого кольматационного экрана.

Каустичесая coda (NaOH) - гидроксид натрия предназначен для регулирования рН.

Концентрат баритовый (BaSO4) - природный сульфат бария. Применяется по мере необходимости в качестве дополнительного инертного утяжелителя.

Осуществление изобретения

Приготовление заявляемой системы осуществляется в следующем соотношении. В стакан объемом 1000 мл вводим 36,25 мас. % водной фазы при температуре 25°С. При скорости лабораторного перемешивателя 700-800 об/мин в воду поочередно вводим следующий компонентный состав: бактерицид Биоцидол в количестве 0,1 мас. %, ингибитор Ингидол ГГЛ в количестве 0,73 мас. %, затем ингибитор Ингидол А в количестве 0,73 мас. %, каустическую соду в количестве 0,15 мас. %, затем биополимерную составляющую Ectazan С в количестве 0,25 мас. %, затем модифицированный крахмал (МК) в количестве 2,3 мас. %, пеногаситель Росфлок ПГ в количестве 0,1 мас. %, эмульгатор Neoinvert К в количестве 1,2 мас. %), затем вводим под перемешиватель Neoinvert Oil в количестве 12,68 мас. %, вводим формиат калия в количестве 20 мас. %, вводим формиат натрия в количестве 14,71 мас. %, вводим разнофракционный микрокальцит с размером зерна 5, 10, 40, 60, 100 мкм в количестве 10,8 мас. %. Фракции микрокальцита подбирают под пористость и проницаемость вскрываемых бурением коллекторов с помощью лицензионного программного обеспечения.

При бурении скважин с АВПД в рецептуру системы по мере необходимости добавляют реагенты утяжелители такие как, формиат натрия и концентрат баритовый до плотности 1400-1500 кг/м3 сверх 100 мас. %.

После приготовления измеряем технологические параметры бурового раствора с использованием аттестованных методик измерений при температуре (20±2)°С.

Плотность бурового раствора определяют с помощью пикнометра. Для определения условной вязкости используем вискозиметр Марша. Для определения фильтрации используют фильтр-пресс с площадью зоны фильтрации (45,8±0,6) см2, обеспечивающий перепад давления на фильтрующем элементе 0,1 и 0,7 МПа.

Реологические свойства определяют при помощи 8-скоростного ротационного вискозиметра при t-49°C, оснащенного коаксиальными измерительными цилиндрами. Влияние высокой температуры и давления на фильтрационные свойства определяли с помощью прибора НТНР рабочее давление 500 фунтов/кв.дюйм (psi).

Максимальная температура 185°F (85°С). Площадь фильтрации 3.5 кв. дюйма (22.6 см2). Влияние высоких температур на технологические свойства системы за определенный период времени определяли при помощи ячеек старения помещаемых в вальцовую печь при t-140°С.

Триботехнические свойства определяли с помощью прибора КТК-2 а также прибора для определения предельного давления и смазывающей способности. Ингибирующие свойства определяли с помощью прибора определения ингибирующей способности в динамических условиях Swell Metr. Показатель LSRV с помощью вискозиметра Брукфильда.

Диспергирующая способность бурового раствора определялись в камере старения с вращением по методике HOT-ROLL DISPERSION TEST на глинистых минералах Алымской (1986-1988 м) и Ханты-Мансийской (1640-1645 м) свиты при температуре 110°С в течение 16 часов диспергирования в среде эмульсионного бурового раствора. Величина выхода (диспергирования) глинистых минералов Алымской (1986-1988 м) и Ханты-Мансийской (1640-1645 м) свиты в среде эмульсионного бурового раствора соответственно составляет 74,6% и 85,6%. В сравнении в среде бурового раствора на углеводородной основе составляет 94,5% и 98,2%, в среде бурового раствора на водной основе с асфальтенами и ЧГПА составляет 56,3% и 65,6%.

Ингибирующие свойства буровых растворов определялись по методике оценки в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 Приложение 8 «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов» в сравнении 3% водным раствором хлористого калия на эталонных глинистых столбиках. Буровые растворы сравниваются между собой по величине показателя увлажняющей способности (П0) - чем меньше этот показатель, тем выше ингибирующая способность бурового раствора. В основу методики положено свойство глинистых минералов адсорбировать (поглощать, впитывать) на своей поверхности жидкую водную фазу и растворенные в ней органические и минеральные вещества. Замедление адсорбции горными породами ствола скважины жидкой фазы буровых растворов, применяемых при строительстве скважины, является одним из эффективных направлений в комплексе мероприятий по увеличению продолжительности устойчивого состояния стенок скважины в первую очередь в интервале залегания глинистых минералов. Чем меньше скорость адсорбции глинистыми минералами компонентов жидкой фазы буровых растворов, тем продолжительнее устойчивость ствола скважины. Для сравнительной оценки ингибирующих по отношению к глинам свойств буровых растворов и технологических жидкостей используются эталонные цилиндрические образцы (столбики) массой ≈20 г, спресованные из высокоактивного (с содержанием монтмориллонита не менее 80%) бентонитового порошка, помещаемые в среду исследуемого ингибирующего раствора. В качестве исходного глинопорошка для эталонных глинистых образцов применен немодифицированный бентонитовый порошок марки ПБТ-1 из глин Таганского месторождения с содержанием монтмориллонита свыше 90% (ТУ 2164-001-50655195-2006).

Исследованные буровые растворы характеризуются следующими показателями: эмульсионный буровой раствор по изобретению П0=-0,045 см/час, буровой раствор на углеводородной основе РУО П0=-0,08 см/час, буровой раствор на водной основе с асфальтенами и ЧГПА П0=-0,055 см/час. Эмульсионный буровой раствор по изобретению относится к высокоингибирующим буровым растворам с минимальным воздействием жидкой фазы на глинистые минералы.

Примеры осуществления изобретения

Сущность предлагаемого изобретения поясняется примерами из Таблицы 2.

В таблице 2 приведены данные о компонентном составе заявляемого эмульсионного бурового раствора.

В примере 6 компонентный состав отличается тем, что для увеличение плотности при бурении скважин с АВПД в качестве утяжелителя используют концентрат баритовый в количестве 31 мас. %, сверх 100 мас. %.

В примере 7 компонентный состав отличается тем, что для стабилизации ствола скважины при бурении интервалов с высокой степенью разупрочнения пород (глинистых минералов), увеличена концентрация консолидатора Ингидол ГГЛ до 1,5 мас. %. Увеличение концентрации необходимо для стабилизации

В примере 8 компонентный состав отличается тем, что для улучшения триботехнических свойств, стабилизации вскрываемых глинистых минералов с высокой степенью разупрочнения, а также скважин с АВПД, увеличена концентрация следующий компонентов: консолидатора Ингидол ГГЛ, углеводородной основы, концентрата баритового Увеличение концентраций вышеуказанный компонентов выходит за рамки 100 мас. %.

В таблице 3 приведены данные о показателях свойств заявленного эмульсионного бурового раствора. Замер реологических параметров производился при температуре 49°С.

В таблице 4 приведены сравнительные данные свойств заявленного бурового раствора и раствора, известного из патента RU 2255105.

Ингибирующие свойства микроэмульсии первого рода, содержащей в качестве дисперсионной среды насыщенный водный раствор формиата калия, близки к углеводородным системам. Поэтому, данная прямая микроэмульсия является прямым экологически безопасным конкурентом РУО.

Удельный вес прямой микроэмульсии, утяжеленной формиатом калия, без твердой фазы составляет 1400 кг/м3. Это обеспечивает оптимальные гидравлические параметры промывки скважин для достижения высокой механической скорости бурения в глинисто-аргиллитовых разрезах. Кроме того, минимизация концентрации твердой фазы в составе эмульсионного бурового раствора обеспечивает отсутствие на стенках скважины трудноудаляемой фильтрационной корки, что способствует повышению эффективности первичного вскрытия низкопроницаемых продуктивных коллекторов, а также улучшает качество крепления обсадных колонн в ММП, интервалах с высоким поровым давлением, а также в слабосцементированных глинисто-песчаных и глинисто-карбонатных породах.

Течение прямой микроэмульсии, утяжеленной формиатом калия, описывается псевдопластической реологической моделью, которая обеспечивает оптимальные выносящие и удерживающие свойства системы.

Структурно-механические характеристики микроэмульсии формируются за счет утяжеленной формиатом калия водной макрофазы, что обеспечивает устойчивость системы к биодеградации. Частицы выбуренной глинистой породы в среде формиатной микроэмульсии лишены липкости, что минимизирует опасность образования сальников.

Формиатная микроэмульсия является инертной к действию полиминеральных кислых пластовых вод, и сохраняет свою структуру и свойства при бурении в пористых аргиллитах и хемогенных породах.

Прямая микроэмульсия практически безопасна для окружающей среды (4 класс опасности) и не требует, в отличие от инвертных эмульсий (РУО), применения термических методов утилизации бурового шлама.

1. Безглинистый эмульсионный буровой раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях, скважин с аномально высоким и аномально низким пластовым давлением, а также для первичного вскрытия продуктивных коллекторов, включающий водную фазу, полисахаридный полимер, углеводородную основу, эмульгатор и технологические добавки, отличающийся тем, что содержит в качестве полисахаридного полимера биополимер ксантанового типа и модифицированный крахмал, углеводородную основу - смесь продуктов олигомеризации олефинов, минеральных дистиллятных и остаточных базовых масел марки «Neoinvert Oil», эмульгатор на основе жирных кислот «NeoInvert K», дополнительно содержит в качестве ингибитора набухания глинистых материалов смесь полигликолей и алифатических амидов со слабокатионными свойствами «Ингидол А», ингибитора и термостабилизатора полисахаридного полимера - формиат калия, регулятора рН - гидроксид натрия, карбонатный утяжелитель - микрокальцит с размером частиц 5-100 мкм, и технологические добавки - пеногаситель и бактерицид, при следующем соотношении компонентов, в мас.%:

Биополимер ксантанового типа 0,15-0,29
Крахмал модифицированный МК 1,4-2,5
Микрокальцит 1,0-12
Neoinvert Oil 12,5-17,3
Neoinvert К 0,8-1,2
Формиат калия 0,5-25
Ингидол А 0,5-0,73
Гидроксид натрия 0,1-0,25
Пеногаситель 0,07-0,1
Бактерицид 0,04-0,1
Вода остальное

и баритовый концентрат - в качестве дополнительного утяжелителя до плотности 1400-1500 кг/м3 сверх 100 мас.%.

2. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит в качестве ингибитора набухания глинистых материалов смесь модифицированных гильсонитов и битумов марки «Ингидол ГГЛ» в количестве до 1,7 мас.%.

3. Буровой раствор по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит в качестве утяжелителя, термостабилизатора и консерванта формиат натрия в количестве до 12 мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих пласты с полиминеральными водами высокой степени минерализации, может быть также использовано для цементирования колонн в одну ступень одним составом в терригенных отложениях при наличии пресных или слабоминерализованных вод, в интервалах карбонатно-галогенных отложений, установки изоляционных цементных мостов.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано в нефте- и газодобывающей промышленности. Предложенный эмульгатор инвертных эмульсий содержит маслорастворимое поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличается тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества он содержит смесь моно- и/или диалкиловых эфиров фосфорной кислоты - продукт взаимодействия пятиокиси фосфора и жирных спиртов, в качестве которых используют отдельные спирты или смесь спиртов с длиной углеводородного радикала С8-С20, при следующем соотношении компонентов, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество 20-80; углеводородный растворитель 20-80.

Группа изобретений относится к вариантам компонента и способу гидравлического разрыва пласта. Компонент содержит жидкость и множество трехмерных структур, перемешанных в жидкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – стимулирование и оптимизация процесса добычи нефти, рост эффективности воздействия на нефтегазоносный пласт, повышение безопасности при одновременном снижении затрат.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для снижения выноса песка в газовых скважинах в начальный период эксплуатации. Технический результат - повышение эффективности способа снижения пескопроявлений в газовых скважинах с обеспечением минимального снижения потери проницаемости, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации, а также упрощение и удешевление способа за счет исключения использования дорогостоящих реагентов и снижение времени проведения.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к безотходной технологии бурения скважин. Технический результат - возможность выделения качественной углеводородной фазы, пригодной для повторного использования, при одновременном упрощении процесса выделения углеводородной фазы из отработанных инвертно-эмульсионных буровых растворов за счет исключения необходимости применения специального оборудования - центрифуги, снижение энергетических затрат.

Изобретение относится к области технологических процессов. Описана композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара c температурой воздействия 100-400 °С, включающая наноразмерный катализатор с размером частиц 60-155 нм на основе смешанного оксида железа Fe3O4, причем композиция дополнительно содержит водород-донорный растворитель нефрас С4 -155/205 в соотношении: катализатор Fe3O4 : нефрас C4 – 155/205 = 1-40 мас.%: 99-60 мас.%.

Изобретение относится к потокам углеводородов и способам их получения, таким как потоки сырой нефти, которые могут характеризоваться сниженной сопротивляемостью, если в жидкий углеводород добавить эффективное количество снижающей сопротивляемость композиции, где снижающая сопротивляемость композиция включает снижающий сопротивляемость латекс, включающий, по крайней мере, один пластификатор в количестве, эффективном для улучшения перекачиваемости латекса в композицию углеводорода или поток в бесперебойном режиме потока латекса.

Изобретение относится к расклинивающему наполнителю, используемому при гидравлическом разрыве подземного пласта. Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва подземного пласта, содержащий частицу, находящуюся в количестве от 90 до 99,5 мас.

Изобретение относится к области бурения и строительства скважин. Технический результат - увеличение скорости бурения и проходки на долото, снижение сроков строительства скважины, экологическая безопасность, высокие триботехнические свойства, низкие фильтрационные свойства, высокая термостабильность, высокая стабильность раствора во времени. Безглинистый эмульсионный буровой раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях, скважин с аномально высоким и аномально низким пластовым давлением, а также для первичного вскрытия продуктивных коллекторов содержит, мас.: биополимер ксантанового типа 0,15-0,29; крахмал модифицированный 1,4-2,5; карбонатный утяжелитель - микрокальцит с размером частиц 5-100 мкм 1,0-12; углеводородную основу - смесь продуктов олигомеризации олефинов, минеральных дистиллятных и остаточных базовых масел марки «Neoinvert Oil» 12,5-17,3; эмульгатор на основе жирных кислот «NeoInvert K» 0,8-1,2; ингибитор и термостабилизатор полисахаридного полимера - формиат калия 0,5-25; ингибитор набухания глинистых материалов - смесь полигликолей и алифатических амидов со слабокатионными свойствами «Ингидол А» 0,5-0,73; регулятор рН - гидроксид натрия 0,1-0,25; пеногаситель 0,07-0,1; бактерицид 0,04-0,1; вода остальное; баритовый концентрат в качестве дополнительного утяжелителя до плотности 1400-1500 кгм3 сверх 100 мас.. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

Наверх