ЭМУЛЬСИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР Российский патент 2003 года по МПК C09K7/06 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам для бурения в сложных горно-геологических условиях и для качественного вскрытия продуктивных коллекторов.

Известен гидрофобный эмульсионный буровой раствор, содержащий дизельное топливо, минерализованную воду, эмульгатор, бентонитовую глину и утяжелитель (а. с. 1020428, C 09 K 7/06, 1983).

Недостатками данного бурового раствора являются наличие в составе загрязняющих продуктивный пласт бентонита и барита и недостаточное ингибирование им набухания глин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является эмульсионный буровой раствор, содержащий, мас.%: углеводородную фазу 5,0-15,0; карбонат кальция 6,0-14,5; хлорид железа (III) 5,0-12,0; оксид кальция 1,5-4,5; углеводородорастворимое неионогенное ПАВ (ОП-4, ПМС-200А, ГКЖ-94 М. , АФ-4) 0,5-1,5; минерализованную воду - остальное. Он дополнительно может содержать бентонит 1,0-2,5 мас.% (а. с. РФ 1613475, C 09 K 7/02, 1990, прототип).

Недостатками данного технического решения являются низкая ингибируюшая способность, низкий коэффициент восстановления проницаемости коллектора и высокая коррозионная активность из-за содержания в растворе хлорида железа (III).

Решаемая предлагаемым изобретением задача - повышение ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, и повышение коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов.

Поставленная задача решается тем, что эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl₂ и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Углеводородная фаза - 10-20
ПАВ комплексного действия ПКД-515 - 5-7
Крахмал ФИТО-РК - 3-4
MgCl₂ - 5-10
KCl - 3-5
Карбонат кальция - 5-30
Минерализованная вода - Остальное
Из патентной и научно-технической литературы нам не известен эмульсионный буровой раствор, содержащий совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет делать вывод о новизне заявляемого изобретения.

В лабораторных и промысловых испытаниях эмульсионного бурового раствора в качестве минерализованной воды использовалась пластовая вода пашийского горизонта Туймазинской площади, а в качестве углеводородной фазы - девонская нефть Туймазинского месторождения. Пластовая вода имела плотность 1,18 г/см³, общую минерализацию 248 г/л.

Ингибирующее действие на набухание глин минерализованной воды общеизвестно (например, Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли, Состав и свойства буровых гонгов, М. , "Недра", 1985). Вводимые в раствор минеральные соли MgCl₂ (ГОСТ 4209-77) и KCl (ГОСТ 4568-74) усиливают ингибирующее действие бурового раствора.

ПАВ комплексного действия ПКД-515 представляет собой композиционную смесь неионогенного ПАВ, углеводородного растворителя, алифатических спиртов, азотсодержащей добавки, выпускается по ТУ-39-05765670-ОП-211-95. Являясь гидрофобизатором, препятствует гидратации глин (патент РФ 2149988, Е 21 В 43/22, 1998). При этом выявлена новая функция ПКД-515 - ингибирование набухания глин. Кроме того, ПКД-515 снижает поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть и способствует увеличению коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов.

Входящий в состав раствора карбонат кальция выпускается по ТУ 5743-034-00204872-97. Он является кислоторастворимым кольматантом и утяжелителем, тем самым способствует качественному вскрытию продуктивного пласта.

Использование крахмала ФИТО-РК (ТУ-2483-002-41668452-97) в качестве стабилизатора раствора продиктовано его солестойкостью. Даже в соленасыщенных растворах крахмал ФИТО-РК не подвергается деструкции. Такие растворы можно использовать при бурении также соляных отложений.

В качестве углеводородной фазы может быть использовано дизельное топливо, нефть и др.

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

Способ приготовления эмульсионного бурового раствора заключается в следующем. Например, в 700 мл минерализованной воды растворяют последовательно 30 г крахмала, 50 г MgCl₂ и 30 г KCl. Затем в раствор вводят 50 мл ПАВ ПКД-515 и 100 мл нефти. После этого для получения кислоторастворимой корки и снижения показателя фильтрации вводят карбонат кальция в минимальном количестве 50 г, а при необходимости утяжеляют им: до требуемой плотности. Для регулирования условной вязкости раствор дополнительно может содержать полианионную целлюлозу, например Staflo Regular производства Асzo Nobel (Голландия) в количестве 0,1-0,4 мас.%.

Полученный таким образом раствор позволяет успешно бурить склонные к обвалам глинистые породы и качественно вскрывать продуктивные пласты. Данным раствором без осложнений пробурены скважины 372-Туймазинская, 223б-Петропавловская (горизонтальная), 3969-Туймазинская, где были пройдены склонные к обвалам кыновские глины. Заявляемым буровым раствором также ликвидированы аварии в обваливающихся скважинах 37-Арланская и 328-Чекмагушевская.

В лабораторных условиях проведены сравнительные анализы предлагаемого раствора и прототипа. Оценка основных технологических параметров исследуемых растворов проводилась с помощью стандартных приборов и стандартных методик (например, Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам, М., "Недра", 1979).

Ингибирующие свойства растворов оценивались по показателю увлажняющей способности (П₀), определяемой в соответствии с РД 39-813-82, Краснодар, ВНИИКрнефть. Данный показатель комплексно учитывает влияние капиллярной пропитки, диффузии осмотического массопереноса на процесс гидратации бентонита. Чем меньше значение П₀, тем более высокой ингибирующей способностью обладает раствор.

Коэффициент восстановления проницаемости коллекторов определяли по стандартной методике на установке УИПК-1М (Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств вэернов. М., Гостоптехиздат, 1963) на кернах терригенных отложений пашийского горизонта Туймазинской площади.

Оценка поверхностно-активных свойств заявляемого и известного растворов заключалась в измерении поверхностного натяжения на границе между фильтратом раствора и керосином методом счета капель (Н.Е. Шептала. Руководство по физико-химическому анализу глинистых растворов, глин, утяжелителей и реагентов, М., "Недра", 1974).

В табл. 1 приведены данные о компонентных составах исследованных растворов. Растворы 1 и 5 содержат компоненты в количествах ниже нижнего и дне верхнего пределов соответственно. Раствор 6 является прототипом.

В табл. 2 приведены сведения о технологических параметрах исследованных растворов.

Как следует из результатов экспериментов, приведенных в табл.2, содержание компонентов предлагаемого раствора в указанных количествах (растворы 2-4) позволяет существенно снизить увлажняющую способность раствора (до 0,4-0,6 см/ч), снизить поверхностное натяжение на границе между фильтратом раствора и нефтью до 2,5-4,4 мН/м и увеличить коэффициент восстановления проницаемости кернов до 74-87%.

Технико-экономические преимущества предлагаемого эмульсионного бурового раствора по сравнению с прототипом заключаются в следующем:
- скорость увлажнения глин П₀ в 6,9 раз меньше, что обеспечивает устойчивость ствола скважины в течение длительного периода времени;
- межфазное натяжение фильтрата на границе с нефтью (σ) в 4,8 раз меньше, что создает хорошие предпосылки для улучшения качества вскрытия продуктивного пласта;
- коэффициент восстановления проницаемости (β) в 1,9 раз больше, что гарантирует существенно меньшее загрязнение продуктивного пласта и выход на потенциальный дебит в короткие сроки при освоении скважин.

Таким образом, как показали лабораторные и промысловые испытания, эмульсионный буровой раствор по сравнению с известным техническим решением обладает более высокими ингибирующими и поверхностно-активными свойствами, что позволяет успешно бурить склонные к обвалам глинистые породы и качественно вскрывать продуктивный пласт.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам для бурения в сложных горно-геологических условиях и для качественного вскрытия продуктивных коллекторов. Техническим результатом является повышение ингибирующих свойств эмульсионного бурового раствора, предотвращающих набухание глинистых пород, и повышение коэффициента восстановления проницаемости продуктивных коллекторов. Эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl₂ и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная фаза 10-20, ПАВ комплексного действия ПКД-515 5-7, крахмал ФИТО-РК 3-4, MgCl₂ 5-10, KCl 3-5, карбонат кальция 5-30, минерализованная вода остальное. 2 табл.

Эмульсионный буровой раствор, содержащий углеводородную фазу, карбонат кальция, минеральную соль, стабилизатор и минерализованную воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве стабилизатора крахмал ФИТО-РК, а в качестве минеральной соли - двухлористый магний MgCl₂ и хлористый калий KCl и дополнительно - поверхностно-активное вещество ПАВ комплексного действия ПКД-515 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Углеводородная фаза - 10-20
ПАВ комплексного действия ПКД-515 - 5-7
Крахмал ФИТО-РК - 3-4
MgCl_2- 5-10
KCl - 3-5
Карбонат кальция - 5-30
Минерализованная вода - Остальное