ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ БУРЕНИЯ И ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ Российский патент 2007 года по МПК C09K8/24 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам на водной основе для бурения скважин на нефть и газ, и может быть использовано при бурении и вскрытии продуктивных пластов.

Известно применение для вскрытия продуктивных пластов растворов на нефтяной основе (РНО) и известково-битумных растворов (ИБР). РНО и ИБР имеют в составе дизельное топливо, высокоокисленный битум, синтетическую жирную кислоту (СЖК), каустическую соду (NaOH), поверхностно-активные вещества типа сульфонол, СМАД и активную известь [Рязанов А.Я. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979, с.54].

Недостатком данных растворов являются большие затраты времени на операции, связанные с разогревом и растворением битума в дизельном топливе. Как показывает практика, на приготовление раствора на углеводородной основе (РУО) с использованием высоокисленного битума в объеме 150 м³ на скважинах затрачивается 10-12 суток. Из этого времени около 80% расходуется на растворение битума. Кроме того, углеводороды пожароопасны и отрицательно влияют на окружающую среду.

Существует буровой раствор [RU №2233860, С09К7/02, 2004.08.10], включающий акриловый полимер, коллоидный структурообразователь, кольматант и воду, содержащий в качестве кольматанта резиновую крошку, модифицированную нефтью или ее производными при содержании резиновая крошка 27%, нефть или ее производные 73%, при следующем соотношении компонентов, мас.%: акриловый полимер 0,6; коллоидный структурообразователь 3; указанная резиновая крошка 1; вода остальное. Однако область его применения ограничена трещинными коллекторами.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является буровой раствор [а.с. СССР №13411834, МКИ С 09 К 7/02, 29.04.86], включающий карбонат натрия (Na₂CO₃) 10-20%, глинопорошок 7-15%, КМЦ 0,7-2%, анилин 0,3-0,7%, серу 0,3-0,7% и воду.

Недостатком такого раствора является то, что он образует непроницаемый кольматационный барьер, который вызывает большие затруднения при освоении скважины, так как не растворяется при соляно-кислотной обработке и не вымывается потоком нефти при вызове притока из скважины.

Техническим результатом изобретения является устранение указанных недостатков, а именно создание разрушаемого кольматационного барьера.

Технический результат достигается тем, что промывочная жидкость для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, содержащая глинопорошок, кальцинированную соду Na₂CO₃, полимер и воду, согласно изобретению, в качестве полимера содержит акриловый полимер Комета-Метеор при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Глинопорошок3-5Кальцинированная сода Na₂СО₃0,3-0,6Указанный полимер0,15-0,75ВодаОстальное

Оптимальная добавка глинопорошка и акрилового полимера зависит от существующих геолого-технических условий.

При добавке глинопорошка меньше 3% теряются технологические свойства промывочной жидкости. Добавка глинопорошка свыше 5% нецелесообразна в связи с повышением кольматации коллектора твердой фазой.

Добавка кальцинированной соды необходима для перевода кальциевых глин в натриевые, т.е. в случае натриевой глины обработки не производят. При обработке кальциевых добавка Na₂CO₃ ниже 0,3% переводит глину не полностью, а свыше 0,6% улучшений свойств не выполняет.

Заданная концентрация Кометы-Метеор необходима для поддержания оптимальных технологических параметров при использовании в бурении некачественного глинопорошка, при этом снижается водоотдача и повышается вязкость. Добавки ниже 0,15% и выше 0,75% не приводят к заметным изменениям параметров промывочной жидкости.

Приготовление промывочной жидкости заключается в следующем.

Приготовление раствора в лабораторных условиях производится на мешалке типа «Миксер».

В воду добавляется кальцинированная сода Na₂CO₃ в количестве (0,3-0,6%) и перемешивается 10 мин. Следующим в раствор вводится глинопорошок (3-5%) и также перемешивается 30 мин. Затем вводится акриловый полимер Комета-Метеор (0,15-0,75%) и перемешивается 10 мин. Таким образом на приготовление данного раствора в лабораторных условиях затрачивается время 50 мин. Готовый раствор оставляют на сутки в покое для «созревания» - полного набора структурных и реологических свойств. Через сутки производят замер технологических параметров.

Эффективность промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов оценивается в лабораторных условиях, где проведены стандартные испытания полученного раствора при различном соотношении компонентов. Плотность определялась ареометром или рычажным плотностомером, вязкость - вискозиметром СПВ-5, статическое напряжения сдвига (СНС) - на приборе СНС-2, фильтрация - по ВМ-6, пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига - ВСН-3, коэффициент трения корки - прибор КТК2, суточный отстой - мензурка мерная, поверхностное натяжение с использованием тензиометра (Spinning Drop Interfacial Tensiometer), фирмы Temco, и набухаемость - по упрощенному методу с использованием мерных мензурок.

Полученная промывочная жидкость обладает следующими свойствами:

термостабильность до 120°С;

устойчивость к механическим разрушениям (механодеструкция РД 51-00158758-27-98) 0,35;

низкая адсорбция 0,18 мг/г;

низкий коэффициент поверхностного натяжения 2-4 дин/см, на границе фильтрат-нефть;

применяется в качестве ингибитора глин (в водном растворе полимера глина практически не набухает).

Технический результат состоит в устранении непроницаемого кольматационного барьера во время вызова притока, в связи с этим отпадает необходимость соляно-кислотной обработки. Кроме того, промывочная жидкость для бурения нефтяных и газовых скважин и вскрытия продуктивных горизонтов на основе акриловых полимеров имеет упрощенную рецептуру и технологию приготовления, меньшее время приготовления и низкую себестоимости при сохранении физико-химических и технологических свойств.

При вскрытии продуктивных пластов их фильтрационные свойства не будут ухудшены.

Технологические параметры раствора приведены в таблице.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к промывочным жидкостям, применяемым при вскрытии продуктивных пластов. Промывочная жидкость для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов содержит, мас.%: глинопорошок 3-5, кальцинированную соду Na₂CO₃ 0,3-0,6, акриловый полимер Комета-Метеор 0,15-0,75, воду остальное. Техническим результатом является сохранение естественных фильтрационно-емкостных свойств пласта, снижение затрат на интенсификацию притока флюида и ввода в эксплуатацию пластов с низкими проницаемостями с получением промышленных дебитов. 1 табл.

Промывочная жидкость для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, содержащая глинопорошок, кальцинированную соду Na₂CO₃, полимер и воду, отличающаяся тем, что в качестве полимера она содержит акриловый полимер Комета-Метеор при следующем соотношении компонентов, мас.%:

глинопорошок3-5кальцинированная сода Na₂CO₃0,3-0,6указанный полимер0,15-0,75водаостальное