СПОСОБ ОБРАБОТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА Российский патент 1998 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а также нефтепромысловой геофизике.

Известны реагенты на основе кремнийорганических соединений, а также на основе талловых масел, обладающих гидрофобизующими свойствами по отношению к дисперсной фазе бурового глинистого раствора и к глинистым отложениям, слагающих стенки скважин.

Гидрофобизующие кремнийорганические жидкости ГКЖ-10 и ГКЖ-11, представляющие собой 30% -ные водно-спиртовые растворы мононатриевой соли этилсилантриола-C₂H₅Si(OH₂)ONa (ГКЖ-10) или метилсилантриола -CH₃Si(OH)₂ONa (ГКЖ-11), применяются в качестве гидрофобизирующей добавки, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор и обеспечивающей вследствие этого сохранение хороших реологических свойств раствора при бурении в отложениях глин.

Известен буровой раствор, в котором качестве смазочной добавки применяется реагент ИКБ-4ТМ. При промышленных испытаниях ИКБ-4ТМ были обнаружены у реагента ИКБ-4ТМ, помимо смазочных и противоизносных свойств, селективно-флокулирующие свойства по отношению к дисперсной фазе бурового раствора.

Известен буровой раствор, содержащий глину, ГКЖ-10, КМЦ, соли смеси дикарбоновых кислот и воду, в котором ГК -10 выполняет функции разжижителя, дополнительного стабилизатора раствора и противоприхватной добавки.

Ближайшим аналогом является способ обработки бурового раствора путем введения в буровой раствор гидрофобизирующей добавки (ГКЖ-10, ГКЖ-11 или петросил).

Недостатком известного способа является недостаточно высокое повышение удельного электрического сопротивления бурового раствора.

Решаемой задачей предлагаемого изобретения является повышение удельного электрического сопротивления бурового раствора и повышение коэффициента восстановления проницаемости призабойной зоны.

Поставленная задача достигается тем, что, с целью повышения удельного электрического сопротивления бурового раствора "повышения восстановления проницаемости призабойной зоны, буровой раствор обрабатывается гидрофобизирующей добавкой при концентрации 0,8 2 мас. Причем в качестве гидрофобизирующей добавки применяют смазочную добавку на основе талловых масел ИКБ-4ТМ в смеси с одним из реагентов ГКЖ-10, или ГКЖ-11, взятых в соотношении 1: 1.

Предлагаемые гидрофобизирующие добавки обладают высокой поверхностной активностью, имея в составе как полярные группы, так и неполярные углеводородные радикалы. Проникая вместе с фильтром бурового раствора, они адсорбируются на поверхности гидрофильных нефтесодержащих пород, обращаются к ним своими полярными группами, а углеводородные радикалы ориентируются наружу, т.к. происходит гидрофобизация поверхности. Поскольку в порах содержится нефть, происходит смачивание поверхности нефтью за счет сил межмолекулярного взаимодействия, что обуславливает существенное увеличение электрического сопротивления за счет уменьшения поверхностной проводимости керна. Таким образом, техническое решение соответствует критерию "существенные отличия".

Результаты экспериментов приведены в табл. 1 и 2.

Для испытаний приготовили исходный глинистый раствор, содержащий, мас. глину 15, карбоксиметилцеллюлозу 0,3; кальцинированную соду 0,2; воду остальное.

Приготовление исходного глинистого раствора осуществляется следующим образом. (табл. 1).

В 845 г воды растворяют 150 г глины и 2 г кальцинированной соды. После тщательного перемешивания в раствор добавляют КМЦ в количестве 3 г. Для приготовления исходного безглинистого раствора 6 г ПАА растворят в 994 г воды (табл. 2).

Примеры обработки глинистого раствора.

Пример 1. Буровой раствор в 1000 г содержит 8 г КЖ-10 и 992 г исходного глинистого раствора.

Пример 2. Буровой раствор в 1000 г содержит 20 г ГКЖ-10 и 980 г исходного глинистого раствора.

Пример 3. Буровой раствор в 1000 г содержит 14 г ГКЖ-10 и 936 г исходного глинистого раствора.

Примеры обработки растворов с другими реагентами инверсорами аналогичны вышеописанным.

Обработка исходного глинистого или безглинистого раствора заключается в равномерном добавлении в готовый раствор расчетного количества одного из указанных выше реагентов.

В табл. 1 и 2 приведены составы и параметры исходных и обработанных гидрофобизирующими добавками глинистых и безглинистых буровых растворов и их влияние на фильтрационные и электрические свойства кернов.

Методика проведения экспериментов заключалась в следующем. (Методические рекомендации по исследованию пород-кернов нефти и газа физическими и петрографическими методами. М. ВНИИГНИ, 1978, с. 153).

Проэкстрагированные и высушенные образцы перед диаметром 30 мм и высотой 45 60 мм насыщались под вакуумом пластовой водой, отобранной из Арланского месторождения. После этого образцы помещались в специальный кернодержатель, приспособленный для измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) керна. Через керн прокачивали безводную, разбавленную очищенным керосином до вязкости 7,1 МПа•с, нефть Арланского месторождения до установления постоянного значения УАС, при этом определяли начальную проницаемость керна Kнпр.

Замеры проводили по 4-х электродной схеме. Далее через образец прокачивали фильтраты буровых растворов, обработанных реагентами-инверсорами и для сравнения без обработок реагентами-инверсорами.

Все замеры УЭС производились постоянно в процессе фильтрации через керн нефти и фильтратов буровых растворов в условиях, приближенных к пластовым. После фильтрации через керн фильтрата бурового раствора в обратном направлении прокачивали нефть и определяли конечную проницаемость керна по нефти Krпр.

Коэффициент восстановления проницаемости

характеризует состояние вскрытие пласта (степень "загрязненности" керна после воздействия бурового раствора).

Условные обозначения, приведенные в табл. 1 и 2.

γ плотность
T условная вязкость
Ф показатель фильтрации
K_пр коэффициент проницаемости
b коэффициент восстановления проницаемости
K_н коэффициент нефтенасыщенности керна при вытеснении пластовой воды нефтью,
P_н соответствующий K_н параметр насыщения керна, характеризующий УЭС нефтенасыщенной породы,
Kфотн

коэффициент нефтенасыщенности керна при вытеснении нефти фильтратом бурового раствора,
Pajnн соответствующий Kaj,&н параметр насыщения керна, характеризующий УЭС нефтенасыщенной породы после воздействия фильтратом бурового р-ра. Анализ табл. 1 и 2 позволяет сделать следующие выводы.

1. Обработка как глинистого, так и безглинистого раствора предложенными реагентами-инверсорами существенно не влияет на их технологические параметры. Более того, ГКЖ и Петросил-2М способствуют снижению показателя фильтрации.

2. Увеличивается коэффициент восстановления проницаемости на 10 30% по сравнению с исходными растворами. Это позволяет повысить качество вскрытия продуктивных пластов, снизить время на освоение скважин.

3. Процесс гидрофобизации поровой поверхности коллекторов нефти сопровождается увеличением УЭС породы.

Происходит увеличение параметра насыщения в 10 20 раз. Следовательно, происходит гидрофобизация поровой поверхности породы.

Таким образом, обработка растворов реагентами ГКЖ-10, ИКБ-4ТМ, Петросил-2М позволит повысить качество и достоверность выделения нефтенасыщенных интервалов, максимально сохранить естественную проницаемость призабоной зоны пласта, сократить сроки освоения скважин.

Экономический эффект от внедрения предлагаемого способа достигается за счет увеличения безводного периода работы скважины за счет исключения из работающей мощности обводненных интервалов, вовлечения в работу дополнительных нефтенасыщеных пластов, которые не выделяются традиционной технологией, снижение сроков освоения скважин.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а также нефтепромысловой геофизике. Целью предлагаемого изобретения является повышение удельного электрического сопротивления бурового раствора, нефтесодержащих пород и повышение восстановления проницаемости призабойной зоны. Поставленная цель достигается путем обработки бурового раствора гидрофобизирующей добавкой на основе кремнийорганических соединений и на основе талловых масел в смеси с реагентом ИКБ-ИГМ и ГКЖ-10 или ГКЖ-11 в соотношении 1:1. Предлагаемое техническое решение позволит повысить качество и достоверность выделения нефтенасыщенных интервалов, максимально сохранить естественную проницаемость призабоной зоны и сократить сроки освоения скважин. 2 табл.

Способ обработки бурового раствора путем введения гидрофобизирующей добавки, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизирующей добавки используют смесь реагента ИКБ-4ТМ и ГКЖ-10 или ГКЖ-11 в соотношении 1 1.