БУРОВОЙ РАСТВОР НИЗКОЙ ПЛОТНОСТИ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2007 года по МПК C09K8/24 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, в которых в качестве облегчающих добавок используются твердые газонаполненные частицы низкой плотности.

Известные рецептуры растворов с низкой плотностью, содержащие глину, стабилизатор, пластмассовые микробаллоны, модифицированные органоалюмосиликанатом натрия, и воду [1]. Недостатком такого раствора является низкая прочность пластмассовых микробаллонов, вследствие чего под давлением повышается плотность, ухудшаются технологические свойства раствора.

Наиболее близким аналогом (прототипом) по назначению, технической сущности и совокупности признаков к заявляемому буровому раствору является несжимаемый облегченный полыми микросферами буровой раствор низкой плотности [2], содержащий, мас.%:

Бентонит3,0-10,0Стабилизатор (КМЦ)0,3Понизитель вязкости (УЩР)0,5-1,0Алюмосиликатные микросферы20,0-60,0ВодаОстальное

Недостатком этого известного бурового раствора является большое содержание в нем бентонита, вследствие чего для снижения плотности требуется также большой расход микросфер. Раствор имеет большую толщину и повышенную проницаемость фильтрационной корки, низкие структурно-механические свойства, не стабилен - микросферы всплывают и скапливаются у поверхности раствора. Эти недостатки снижают показатели бурения и качество вскрытия продуктивных пластов.

Техническая задача, стоящая при создании изобретения, - повышение качества вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями и предупреждение осложнений при бурении.

Техническим результатом данного изобретения является повышение качества бурового раствора за счет улучшения его изолирующих, реологических свойств, стабильности, в совокупности обеспечивающими сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при его вскрытии.

Сущность изобретения заключается в том, что буровой раствор, содержащий бентонит, стабилизатор, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, алюмосиликатные микросферы и воду, дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок», ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит1,0-2,0Стабилизатор - КМЦ0,6-0,8Гидролизованный полиакрилонитрил «унифлок»0,1-0,2Биополимер ксантановый0,08-0,10Гидрофобизатор0,05-0,10Алюмосиликатные микросферы5,0-20,0ВодаОстальное

Вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор может содержать 1,0-1,4% карбоксиметилированного крахмала.

Указанный состав является основой бурового раствора, в зависимости от условий бурения в него могут быть введены дополнительно смазочные добавки, пеногасители.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод о том, что заявляемый буровой раствор отличается от известного дополнительным содержанием гидролизованного полиакрилонитрила «унифлок», ксантанового биополимера и гидрофобизатора. Кроме того, он отличается от известного также количественным соотношением компонентов. Поэтому заявляемое техническое решение соответствует критерию «новизна».

В предлагаемом изобретении заявляемый качественный и количественный состав компонентов позволяет получить буровой раствор плотностью 0,89-0,98 г/см³ с оптимальными технологическими параметрами, соответствующими условиям вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями. В то же время этот раствор в сравнении с раствором-прототипом содержит в 2 и более раз меньше твердой глинистой фазы. За счет снижения содержания глинистой фазы необходимые значения плотности бурового раствора достигаются при меньшем содержании облегчающей добавки - микросфер. Взаимное влияние компонентов друг на друга обеспечивает снижение толщины, проницаемости фильтрационной корки, способствует гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярного давления в порах, уменьшению фильтрации и сохранению первоначальной проницаемости пласта.

Из существующего уровня техники нам не известно, что ингредиенты, входящие в состав предлагаемого бурового раствора в заданном соотношении, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

В заявляемом составе бурового раствора в качестве облегчающей добавки использовали алюмосиликатные полые микросферы - АСПМ марки МС-400, плотностью 0,6 г/см³ производства ЗАО «Гранула» (г.Екатеринбург).

Ксантановый биополимер является микробным экзополисахаридом, выпускается за рубежом под различными торговыми марками: Родопол, Saboksan, Биоксан, Ceroga, Duovis, Biolam, Alknol и др., но имеет одни и те же физико-химические и технологические свойства. Нами в экспериментах использовались Родопол, Saboksan и Ceroga. Принципиальных отличий по свойствам между ними нет.

В качестве гидрофобизаторов могут быть использованы поверхностно-активные вещества как ИВВ-1, Нефтенол-ГФ, Неонол БС-1 и др. Они обычно используются при обработке призабойной зоны скважины.

Раствор готовят следующим образом.

В воде диспергируют бентонит. Затем раствор обрабатывают заранее приготовленными водными растворами биополимера, КМЦ и «унифлока». При тщательном перемешивании в состав вводят гидрофобизатор. Состав перемешивают до окончания взаимодействия компонентов с глинистой фазой, что фиксируется по прекращению повышения вязкости раствора.

После этого в раствор добавляют алюмосиликатные полые микросферы и перемешивают до получения однородного, стабильного раствора.

Пример приготовления бурового раствора (состав 2).

В 589 мл технической воды диспергируют 10 г бентонита, затем в глинистую суспензию при постоянном перемешивании последовательно добавляют 100 мл биополимерного раствора с концентрацией 1,0%, 160 мл 5%-ного водного раствора КМЦ и 40 мл 5%-ного водного раствора «унифлока». Затем добавляют 1,0 г гидрофобизатора ИВВ-1. Перемешивание продолжают до стабилизации вязкости полученной композиции, после чего добавляют 100 г алюмосиликатных полых микросфер МС-400. Перемешивают до получения однородного, стабильного раствора.

В результате получают буровой раствор низкой плотности со следующим соотношением компонентов, мас.%: бентонит 1,0; КМЦ 0,8; «униф-лок» 0,2; ксантановый биополимер Родопол 0,1; гидрофобизатор ИВВ-1 0,1; алюмосиликатные полые микросферы МС-400 10,0; вода остальное.

Аналогичным образом готовят растворы с различным соотношением компонентов. Состав и свойства заявляемого и известного облегченного бурового раствора представлены в табл.1 и 2.

Как видно из табл.1 и 2 заявляемый буровой раствор количественно и качественно отличается от раствора-прототипа. За счет высоких значений статического напряжения сдвига и реологического критерия предложенный раствор образует прочную структуру, обеспечивающую высокую стабильность раствора, вынос выбуренной породы и качественную очистку ствола.

Таблица 1Состав растворов№ ппСостав раствора, мас.%БентонитСтабилизаторБиополимерУнифлокГидрофобизатор ИВВ-1Алюмосиликатные микросферыВодаКМЦКМКРодополCerogaSaboksan110,6-0,08--0,10,055остальное210,8-0,1--0,20,110остальное310,8-0,1--0,20,115остальное410,8-0,1--0,20,120остальное520,6-0,08--0,10,055остальное620,8-0,1--0,20,120остальное710,8--0,1-0,20,110остальное810,8---0,10,20,110остальное91-1,00,08--0,10,055остальное102-1,00,1--0,20,110остальное112-1,40,1--0,20,120остальное122-1,0-0,1-0,20,110остальное132-1,0--0,10,20,110остальное141-1,4-0,08-0,10,110остальное151-1,4--0,080,10,110остальное162-1,0-0,1-0,20,120остальное1720,8---0,10,20,120остальноеПо прототипу1830,3------20остальное1970,3------20остальное2030,3УЩР-0,5-----50остальное21100,3------20остальное

Таблица 2Свойства растворовСостав растворовСвойства растворовПлотность, (d), г/см³Условная вязкость, (Т), сCHC_1/10, дПаПоказатель фильтрации, см³/30 минрНПластическая вязкость, (η_пл), мПа·сДинамическое напряжение сдвига, (τ₀), дПаРеологический критерий,
, c^-1Стабильность раствора в течение 1 суток, d_низ/d_верх10,988322/285,210,024,51716970,98/0,9820,9613029/364,89,928,02237970,96/0,9630,9312034/434,49,833,62898600,93/0,9340,8915638/524,09,836,63379210,89/0,8950,9914636/384,29,816,41247560,90/0,9060,9016072/864,21036,02888000,96/0,9670,9612327/344,69,929,01966760,96/0,9680,9613333/384,79,931,02166960,98/0,9890,986223/295,09,722,01567090,96/0,96100,967721/264,59,630,01254160,89/0,89110,8914437/494,19,732,01926000,96/0,96120,965022/343,89.820,01185900,95/0,95130,957731/264,79,928,01485280,96/0,96140,967036/484,39,418,51709200,96/0,96150,965338/533,510,717,01207050,94/0,94160,9010124/312,89,642,01583760,94/0,93170,9314434/384,19,746,01974280,92/0,89По прототипу180,907815/333,78,827,0813000,95/0,91190,938631/612,88,533,01023090,98/0,93200,861723/123,48,924,0381580,90/0,85210,9615045/712,58,641,099241-

Содержание алюмосиликатных микросфер в растворе меньше 5% приводит к несущественному снижению плотности раствора, а повышение содержания более 20% значительно ухудшает его реологические свойства. Содержание других компонентов больше или меньше указанных пределов также ухудшает технологические свойства растворов, поэтому указанные пределы содержания ингредиентов в растворе являются оптимальными. Свойства растворов с одним и тем же количеством микросфер, но с разными биополимерами мало отличаются друг от друга (составы 2, 7 и 8). Вместо КМЦ в растворе в качестве стабилизатора может быть использован карбоксиметилированный крахмал (КМК) в количестве 1,0-1,4% (составы 9 и 17) как с Родополом, так и с другими биополимерами.

За счет преимущественно полимерной структуры заявляемого раствора обеспечивается высокая стабильность - плотность растворов в верхней и нижней частях не отличаются друг от друга, тогда как в растворах по прототипу плотности отличаются на 0,03-0,05 г/см³ (табл.2). Определение изолирующей способности заявляемого бурового раствора и раствора-прототипа провели следующим образом. После определения водоотдачи бурового раствора на пресс-фильтре слили раствор и промыли ячейку прибора технической водой. Затем в динамике наблюдали за фильтрацией технической воды через фильтрационную корку, образованную буровым раствором, и по формуле Дарси рассчитали проницаемость фильтрационной корки по воде.

При фильтрации предлагаемого раствора образуется тонкая плотная фильтрационная корка, а раствора-прототипа рыхлая толстая корка. Соответственно, объем воды, профильтровавшейся через корки, равны 2,0 и 5,0 мл. Проницаемость фильтрационной корки, образованной предлагаемым раствором, в 4,93 раза меньше, чем у фильтрационной корки, образованной раствором-прототипом (табл.3).

Таблица 3Толщина и коэффициенты проницаемости фильтрационных корок буровых растворовСостав раствораТолщина корки, ммОбъем воды, профильтрованный через воду, млКоэффициент проницаемости корки, мкм²№2 (предлагаемый)0,52,00,14-10^-6№18 (по прототипу)25,00,69*10^-6

Исследования на установке УИПК-1М предлагаемого состава (№№2 и 12) показали, что после фильтрации раствора проницаемость керна Северо-Конитлорского месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» пласт 2-3 БС-10 восстанавливается на 85-99%.

Такие высокие значения коэффициента восстановления проницаемости обеспечивают повышение качества вскрытия низконапорных продуктивных пластов.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №1661185, кл. С09К 7/02, 1991.

2. Несжимаемые, облегченные полыми микросферами, буровые растворы низкой плотности. / Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Растегаев Б.А. // Тр. / ОАО НПО «Бурение». - Краснодар. - 2002. - Вып.8. - с.49-61.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам для предупреждения поглощения и вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение качества бурового раствора за счет улучшения его изолирующих, реологических свойств и стабильности. Буровой раствор низкой плотности содержит, мас.%: бентонит 1-2, стабилизатор - карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,6-0,8, гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок" 0,1-0,2, ксантановый биополимер 0,08-0,10, гидрофобизатор 0,05-0,10, алюмосиликатные микросферы 5-20, вода -остальное. По другому варианту вместо КМЦ в качестве стабилизатора раствор содержит 1,0-1,4 мас.% карбоксиметилированного крахмала. 2 н.п. ф-лы, 3 табл.

1. Буровой раствор низкой плотности для вскрытия продуктивных пластов с низкими пластовыми давлениями, содержащий бентонит, стабилизатор карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, алюмосиликатные микросферы и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок", ксантановый биополимер и гидрофобизатор при следующем содержании компонентов, мас.%:

Бентонит1-2Стабилизатор - КМЦ0,6-0,8Гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок"0,1-0,2Ксантановый биополимер0,08-0,10Гидрофобизатор0,05-0,10Алюмосиликатные микросферы5-20ВодаОстальное

Бентонит1-2Карбоксиметилированный крахмал1,0-1,4Гидролизованный полиакрилонитрил "унифлок"0,1-0,2Ксантановый биополимер0,08-0,10Гидрофобизатор0,05-0,10Алюмосиликатные микросферы5-20ВодаОстальное