БЕЗГЛИНИСТЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 1999 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, к буровым растворам, применяемым при бурении высокопроницаемых или неустойчивых пород, а также для вскрытия продуктивных коллекторов с высокой остаточной водонасыщенностью.

Известен безглинистый буровой раствор, содержащий 0,2-0,4% полиакриламида и воду - остальное (см. например авт. свид. СССР N 1070296, кл. C 09 K 7/02, от 1980 г.), который используется для вскрытия продуктивного пласта. Известный буровой раствор обеспечивает восстановление проницаемости пласта только при создании депрессии на пласт 4-10 МПа.

Недостатками известного раствора являются его низкая эффективность, т.к. он имеет высокие значения показателя фильтрации, низкие гидроизолирующие свойства, при этом зона кольматации после фильтрации указанного бурового раствора имеет низкую проницаемость для углеводородсодержащей жидкости. Кроме того, известный состав имеет недостаточную стабильность реологических и фильтрационных свойств при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов.

Известен безглинистый буровой раствор, содержащий мас.%: полимер (ПАА, или КМЦ, или ПЭО) - 0,05-0,8; добавку - олеат моноэтаноламина 0,6-2,5 % и воду - остальное (см. например, авт. свид. СССР N 1440904, C 09 K 7/02, от 1988 г.). Известный раствор имеет высокую флокулирующую способность при высоких реологических показателях и минимальном расходе полимера.

Однако, известный раствор характеризуется высокими фильтрационными и низкими гидроизолирующими свойствами, недостаточной стабильностью реологических и фильтрационных свойств при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов.

Кроме того, достаточно высокие показатели у известного раствора обеспечиваются при достаточно высоком содержании добавки - олеата моноэтаноламина.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности является буровой раствор, содержащий полимер, а именно: 0,1-0,3 % полиакриламида (ПАА) совместно с 0,1-0,3 % карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), воду и добавку-реагент на основе синтетических жирных кислот - 0,1-0,3% (см. например. Патент РФ N 1776264, кл. C 09 K 7/02, от 1990 г.).

Известный буровой раствор обеспечивает восстановление проницаемости продуктивного пласта на 90,5-98%, и одновременно имеет низкие структурно - механические показатели.

Однако, указанный известный раствор имеет низкие гидроизолирующие свойства по отношению к проницаемым породам и повышенные значения показателя фильтрации. Одновременно с этим этот раствор имеет недостаточную стабильность структурно-механических и фильтрационных свойств при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов.

Целью настоящего изобретения является повышение качества раствора за счет снижения показателя фильтрации, повышения гидроизолирующих свойств бурового раствора по отношению к проницаемым породам и сохранения проницаемости для углеводородной жидкости при одновременном повышении стабильности реологических и фильтрационных характеристик при поступлении в раствор выбуренной породы и пластовых флюидов.

Дополнительная цель - повышение смазывающих свойств бурового раствора.

Поставленная цель достигается тем, что известный буровой раствор, содержащий полимер, добавку на основе синтетических жирных кислот и воду, в качестве полимера содержит полиакриламид или полисахарид (полианионную целлюлозу, карбоксиметилцеллюлозу, оксиэтилцеллюлозу, крахмал), а в качестве добавки на основе синтетических жирных кислот - продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Полиакриламид или полисахарид - 0,2 - 2,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны буровые растворы, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.

Достижение поставленной цели изобретения обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему.

При взаимодействии гидрофильного полимера - ПАА или полисахарида, с добавкой на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащей не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, (именуемой в дальнейшем ЭМКО), при заявленном соотношении компонентов, по-видимому, образуются новые комплексные соединения с оптимальным соотношением гидрофильных и лиофильных реакционноспособных групп, в результате чего они способны связывать свободную дисперсионную среду, формируя при этом практически непроницаемый гидроизоляционный слой в проницаемой породе, но сохраняя при этом его проницаемость для углеводородной жидкости. Одновременно с этим значительно повышается устойчивость бурового раствора к воздействию выбуренной породы и пластовых флюидов, например, минерализованной пластовой воды.

Из существующего уровня техники нам неизвестно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый раствор, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Для приготовления заявляемого бурового раствора в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
1. Полиакриламид марки Praestol 2530, выпускаемый совместным предприятием "MSP", г. Пермь;
2. Крахмал экструзионный, ТУ-2483-002-41668452-97;
3. Карбоксиметилцеллюлоза марки TYLOSE ЕС-7 фирмы "Choehst";
4. Продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, (ТУ 84-07509103.454-96), выпускается под торговой маркой "Водоэмульсионный концентрат ЭМКО".

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

Пример. Для получения заявляемого раствора к 491,86 г технической воды добавили 7,14 г ЭМКО с содержанием основного вещества 35%, после перемешивания в течение 0,5 ч добавили 1,0 г ПАА, перемешивали 1 ч и получили состав со следующим содержанием ингредиентов: ПАА - 0,2%, ЭМКО (в пересчете на основное вещество) - 0,5%, вода-остальное. Аналогичным образом готовили другие заявляемые буровые растворы с различным соотношением ингредиентов.

В лабораторных условиях исследовали следующие свойства заявляемого и известных по аналогу и прототипу буровых растворов: показатель фильтрации (Ф₃₀, см³ при перепаде давления 0,1 МПа); пластическую вязкость ( η , мПа•с); динамическое напряжение сдвига ( τ₀ , дПа) ( η и τ₀ замеряли на вискозиметре фирмы OFI).

Затем замеряли эти же показатели после добавления 5% глины, а во второй серии опытов - после добавления 5-10% пластовой воды с общей минерализацией 250 г/л. По изменению этих показателей судили об устойчивости бурового раствора к воздействию твердой фазы и пластовых флюидов.

Смазочные свойства изучали на приборе "Extreme Pressure and Lubricity Testes Complete" фирмы OFI.

Гидроизолирующие свойства оценивали по изменению скорости фильтрации воды через фильтры с различным диаметром пор: 2,5; 16 и 40 мкм после фильтрации через них бурового раствора в течение 30 минут.

Также определяли влияние буровых растворов на изменение проницаемости по нефти пористой среды после фильтрации бурового раствора.

Данные о составе и показателях свойств предлагаемого и известного буровых растворов приведены в табл. 1 (см. в конце описания).

Данные о гидроизолирующих свойствах буровых растворов и нефтепроницаемости пористой среды после фильтрации бурового раствора приведены в табл. 2 (см. в конце описания).

Как показывают данные табл. 1 и 2, заявляемый буровой раствор имеет низкие значения показателя фильтрации (Ф = 2-8 см³ за 30 минут при Δ P = 0,1 МПа), высокие реологические показатели (( η = 11-30 мПа•с; τ₀ = 27-144 дПа), при этом предлагаемый буровой раствор сохраняет эти показатели даже после добавления и осаждения 5% глинопорошка и 5-10% высокоминерализованной пластовой воды, что свидетельствует о высокой устойчивости фильтрационных и реологических показателей этого раствора к воздействию выбуренной (твердой) фазы и пластовых флюидов.

Кроме того, заявляемый буровой раствор характеризуется высокими по отношению к проницаемым породам (низкой, средней и высокой проницаемости) гидроизолирующими свойствами. Так, после фильтрации бурового раствора через фильтры с диаметром пор 2,5 мкм отфильтровывается 0-0,5 см³ воды за 30 минут, через фильтры диаметром 16 мкм - 0,3-0,8 см³ воды за 30 минут, через фильтры диаметром 40 мкм - 0,5-1,2 см³ воды за 30 минут.

Сформированная заявляемым буровым раствором зона кольматации при этом сохраняет проницаемость для нефти (скорость фильтрация нефти после фильтрации бурового раствора 25 см³ за 16-67 сек).

Одновременно с этим раствор характеризуется повышенными смазочными свойствами (коэффициент трения = 0,035-0,1).

Представленные данные показывают, что заявляемый буровой раствор может быть эффективно использован для вскрытия продуктивных пластов, так как он обеспечивает сохранение коллекторских свойств углеводородсодержащих пластов и блокаду (гидроизоляцию) водоносных пластов.

Указанные технические преимущества заявляемого раствора позволяют:
избежать осложнений при вскрытии неустойчивых и проницаемых отложений, например, при бурении через песчанисто-гравийные водоносные отложения, за счет образования водоизоляционного слоя и предупреждения размыва пород;
повысить качество вскрытия продуктивных пластов за счет сохранения коллекторских свойств углеводородсодержащих отложений вследствие образования изоляционного экрана в приствольной части скважины, препятствующего проникновению воды и сохраняющего проницаемость по углеводородам;
повысить технико-экономические показатели работы долот за счет высокой смазывающей способности бурового раствора и предупредить осложнения и аварии бурильного инструмента за счет низкого значения коэффициента трения;
повысить устойчивость ствола скважины, представленного глинизированными отложениями, за счет низкой водоотдачи бурового раствора и образования на стенке скважины гидрофобизирующего осадка;
снизить затраты и повысить эффективность освоения скважин за счет сохранения проницаемости кольматационного экрана бурового раствора в пласте по углеводородам;
повысить качество крепления скважин обсадными колоннами за счет повышения степени замещения бурового раствора тампонажным вследствие снижения кавернообразования ствола скважин.

Все указанные преимущества были подтверждены примером применения заявляемого бурового раствора в промысловых условиях. На Осинском месторождении, верхняя часть разреза которого представлена перемежающимися водоносными пластичными глинами и песчано-гравийными отложениями, при бурении с промывкой глинистыми буровыми растворами высокая кавернозность (до K=1,6) приводила к низкому качеству крепления, осложнениям (поглощения, обвалообразования, накопление шлама на забое) при бурении. При проводке скважины через эти отложения с использованием заявляемого бурового раствора отмечено снижение кавернообразования до среднего коэффициента K= 1,05. Поглощений и других осложнений при бурении не отмечалось. Проходка на долото возросла более чем в два раза при увеличении механической скорости бурения в 1,6 раза. Качество крепления, по данным геофизических исследований, возросло в 2,7 раза, при снижении расхода цемента на 9,5 т.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам, применяемым при бурении высокопроницаемых или неустойчивых пород, а также для вскрытия продуктивных коллекторов с высокой остаточной водонасыщеностью. Техническим результатом является повышение качества раствора за счет снижения показателя фильтрации, повышения гидроизолирующих свойств бурового раствора по отношению к проницаемым породам и сохранения проницаемости для углеводородной жидкости при одновременном повышении стабильности реологических и фильтрационных характеристик при поступлении в раствор выбуренной породы. Безглинистый буровой раствор содержит, мас.%: полиакриламид или полисахарид 0,2 - 2,0 добавку - продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0 % свободной щелочи из расчета на сухой остаток, (в пересчете на активную основу) 0,1-0,5 и вода - остальное. 2 табл.

Безглинистый буровой раствор, содержащий полимер, добавку на основе синтетических жирных кислот и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера раствор содержит полиакриламид или полисахарид, а в качестве добавки на основе синтетических жирных кислот - продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Полиакриламид или полисахарид - 0,2 - 2,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное